ΑΠΟΦΑΣΗ ΚΛΑΔΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΗΣ ΡΑΑΕΥ ΥΠ’ ΑΡΙΘΜ. Ε-93/2024 Έγκριση Πρότασ

ΑΠΟΦΑΣΗ ΚΛΑΔΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΗΣ ΡΑΑΕΥ ΥΠ’ ΑΡΙΘΜ. Ε-93/2024 Έγκριση Πρότασης Κατευθυντήριων Γραμμών για τη διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Δοκιμής Αγοράς (Market Test) για την επέκταση του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου της Ελλάδας Πειραιώς 132, 118 54 Αθήνα Τηλ.: 210-3727400 E-mail: info@raaey.gr Web: www.raaey.gr ΑΠΟΦΑΣΗ ΤΟΥ ΚΛΑΔΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΗΣ ΡΑΑΕΥ ΥΠ’ ΑΡΙΘΜ. Ε-93/2024 Έγκριση Πρότασης Κατευθυντήριων Γραμμών για τη διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Δοκιμής Αγοράς (Market Test) για την επέκταση του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου της Ελλάδας Ο Κλάδος Ενέργειας της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Αποβλήτων Κατά την τακτική συνεδρίαση της Σύνθεσης του Κλάδου, στην έδρα της Αρχής, την 25 Απριλίου 2024, και Λαμβάνοντας υπόψη:

Τις διατάξεις του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459 της Επιτροπής της 16 ης Μαρτίου 2017 για τη θέσπιση κώδικα δικτύου σχετικά με μηχανισμούς κατανομής δυναμικότητας στα συστήματα μεταφοράς αερίου και για την κατάργηση του κανονισμού (ΕΕ) αριθ. 984/2013 (ΕΕ L 72/17.03.2017) (εφεξής «Κανονισμός (ΕΕ) 2017/459»), και ιδίως του Κεφαλαίου V αυτού.
Τις διατάξεις του Κανονισμού (ΕΚ) αριθ. 715/2009 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου της 13ης Ιουλίου 2009 σχετικά με τους όρους πρόσβασης στα δίκτυα.
Τις διατάξεις της Οδηγίας 2009/73/ΕΚ του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου της 13ης Ιουλίου 2009 σχετικά με τους κοινούς κανόνες για την εσωτερική αγορά φυσικού αερίου και την κατάργηση της οδηγίας 2003/55/ΕΚ. 1
Τις διατάξεις του ν. 4001/2011 «Για τη λειτουργία Ενεργειακών Αγορών Ηλεκτρισμού και Φυσικού Αερίου, για Έρευνα, Παραγωγή και δίκτυα μεταφοράς Υδρογονανθράκων και άλλες ρυθμίσεις» (ΦΕΚ Α΄ 179/22.08.2011), όπως ισχύει.
Τις διατάξεις του ν. 5037/2023 «Μετονομασία της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας σε Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων και διεύρυνση του αντικειμένου της με αρμοδιότητες επί των υπηρεσιών ύδατος και της διαχείρισης αστικών αποβλήτων, ενίσχυση της υδατικής πολιτικής Εκσυγχρονισμός της νομοθεσίας για τη χρήση και παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές μέσω της ενσωμάτωσης των Οδηγιών ΕΕ 2018/2001 και 2019/944 - Ειδικότερες διατάξεις για τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειες και την προστασία του περιβάλλοντος» (Α’ 78), όπως τροποποιήθηκε με τον νόμο 5043/2023 «Ρυθμίσεις σχετικά με τους Οργανισμούς Τοπικής Αυτοδιοίκησης α’ και β’ βαθμού - Διατάξεις για την ευζωία των ζώων συντροφιάς - Διατάξεις για το ανθρώπινο δυναμικό του δημοσίου τομέα – Λοιπές ρυθμίσεις του Υπουργείου Εσωτερικών».
Την διάταξη της παρ. 2 του άρθρου 23 ν. 5037/2023, όπως ισχύει, δυνάμει της οποίας με την έναρξη ισχύος του ν. 5043/2023 (ΦΕΚ Α΄ 91/13.04.2023), ο Αντιπρόεδρος Β΄ της Ρ.Α.Ε. καταλαμβάνει αυτοδικαίως τη θέση του Αντιπροέδρου του Κλάδου Ενέργειας της Ρ.Α.Α.Ε.Υ. και, επιπροσθέτως, σύμφωνα με τα οριζόμενα στην παρ. 1 του άρθρου 10 του ν. 5037/2023, έχει «δυνάμει του παρόντος νόμου, των κανονιστικών πράξεων που εκδίδονται κατ’ εξουσιοδότησή του και των αποφάσεων της Ρ.Α.Α.Ε.Υ., την ευθύνη της λειτουργίας αυτής» και προΐσταται «των οργανικών μονάδων που συναρτώνται αποκλειστικώς και αντιστοιχούν κατά τον Οργανισμό» στον εν λόγω κλάδο.
Την υπ’ αριθμ. 460/2019 Απόφαση της ΡΑΕ με θέμα «Επί της υπ’ αρ. πρωτ. ΡΑΕ Ι-252654/14.1.2019 Αίτησης της ΔΕΣΦΑ Α.Ε. για την Αναθεώρηση της υπ’ αρ. 1220/2018 Απόφασης ΡΑΕ «για την Τελική Πιστοποίηση της ανώνυμης εταιρείας “Διαχειριστής Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου” ως Διαχειριστή Συστήματος Μεταφοράς Φυσικού Αερίου Διαχωρισμένης Ιδιοκτησίας»» (Β΄ 3853/2019).
Τις διατάξεις της υπ’ αριθμ. Δ1/Α/5346/22.03.2010 απόφασης του Υφυπουργού Περιβάλλοντος Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής με θέμα «Κώδικας Διαχείρισης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου» (Β΄379/01.04.2010) (εφεξής ο «Κώδικας Διαχείρισης ΕΣΦΑ»), όπως τροποποιήθηκε με τις υπ’ αριθμ. 1096/2011 (Β’ 2227/2011), 526/2013 (Β’ 3131/2013), 239/2017 (Β’ 1549/2017 και Β’ 2159/2017), 123/2018 (Β΄ 788/2018), 1005/2019 (Β΄ 4088/2019), υπ’ αριθμ. 727/2020 (Β’ 1684/2020), 1035/2020 (Β’ 2840/2020), 1400/2020 (Β’ 4585/2020), 1433/2020 (Β’ 4799/2020 & Β΄5078/2020), 735/2021 (Β΄ 4687/2021), 1060/2021 (Β΄ 37/2022), 586/2022 (Β’ 3823/2022), 590/2022 (Β΄ 4270/2022), 645/2022 (Β΄ 4269/2022), 748/2022 (Β΄5176/2022), 771/2022 (Β΄5576/2022), 822/2022 (Β΄69/2023) και Ε-142/2023 (Β’ 5773/2023) Αποφάσεις της ΡΑAΕY.
Την υπ’ αριθμ. 666/04.08.2022 απόφαση της ΡΑΕ με την οποία εγκρίθηκε το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (ΕΣΦΑ) για την περίοδο 2022-2031 (Β’ 4545), όπως τροποποιήθηκε με την υπ’ αριθμ. 681/25.08.2022 (Β’ 5047) απόφαση και ισχύει.
Την υπ΄ αριθμ. Ε-68/2023 Απόφαση του Κλάδου Ενέργειας της ΡΑΑΕΥ με θέμα: «Έγκριση του Προγράμματος Ανάπτυξης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου για την περίοδο 2023-2032» (Β’ 5595/2023). 2
Την υπ’ αριθμ. Ε-59/2023 (Β’ 4192/29.06.2023) απόφαση του Κλάδου Ενέργειας της ΡΑΑΕΥ με θέμα «Τροποποίηση του Κανονισμού για τη Μεθοδολογία του Απαιτούμενου Εσόδου και των Τιμολογίων των δραστηριοτήτων του Διαχειριστή του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (ΕΣΦΑ) - Έκτη Αναθεώρηση».
Την αριθμ. Ε-69/2023 (Β’ 7096/18.12.2023) απόφαση της Αρχής με θέμα «Έγκριση του Επιτρεπόμενου Εσόδου για τη Ρυθμιστική Περίοδο 2024-2027 και του Απαιτούμενου Εσόδου για το έτος 2024 για την Υπηρεσία Μεταφοράς και τη Βασική Υπηρεσία Εγκατάστασης ΥΦΑ, καθώς και Αναπροσαρμογή του Τιμολογίου Χρήσης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου για το έτος 2024».
Την από 29.3.2023 Πρόσκληση Ενδιαφέροντος Μη Δεσμευτικών Αιτημάτων για την κατανομή μελλοντικής αδιάλειπτης δυναμικότητας στο ΕΣΦΑ, συμπεριλαμβανομένης της εγκατάστασης ΥΦΑ στη Ρεβυθούσα και τις διασυνδέσεις του ΕΣΦΑ με άλλα συστήματα του ΔΕΣΦΑ Α.Ε. 1
Την Έκθεση Εκτίμησης Ζήτησης (Demand Assessment Report for the Call of Interest for future capacity at the NNGS – November 2023) που δημοσίευσε στην ιστοσελίδα του ο Διαχειριστής του ΕΣΦΑ στις 20 Δεκεμβρίου 20232 με τα αποτελέσματα από το μη δεσμευτικό στάδιο της Δοκιμής Αγοράς που εκπόνησε από τις 29 Μαρτίου 2023 έως την 1η Ιουνίου
Τις από 3.7.2023 ανακοινώσεις των ΔΕΣΦΑ, Bulgartransgaz και ICGB σχετικά με την εκκίνηση της Διαδικασίας Επαυξημένης Δυναμικότητας σύμφωνα με το Κεφάλαιο V του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
Την κοινή έκθεση εκτίμησης ζήτησης (ΕΕΖ) Επαυξημένης δυναμικότητας για το διασυνοριακό σημείο διασύνδεσης εισόδου-εξόδου των γειτνιαζόντων συστημάτων μεταφοράς φυσικού αερίου μεταξύ Ελλάδας και Βουλγαρίας, Kulata-Sidirokastro, η οποία συντάχθηκε από κοινού από τους Διαχειριστές ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και Bulgartransgaz και αναρτήθηκε στις ιστοσελίδες τους στις 23 Οκτωβρίου 2023 κατά τα οριζόμενα στο άρθρο 26 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
Την κοινή Έκθεση Εκτίμησης Ζήτησης (ΕΕΖ) Επαυξημένης δυναμικότητας για το διασυνοριακό σημείο διασύνδεσης εισόδου-εξόδου Κομοτηνή των γειτνιαζόντων συστημάτων μεταφοράς φυσικού αερίου Ελλάδας και του διασυνδετήριου αγωγού Ελλάδας – Βουλγαρίας (IGB), η οποία συντάχθηκε από κοινού από τους Διαχειριστές ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και ICGB A.D. και αναρτήθηκε στις ιστοσελίδες τους στις 23 Οκτωβρίου 20234 κατά τα οριζόμενα στο άρθρο 26 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
1 https://www.desfa.gr/regulated-services/transmission/market-test/expansion-greek-system 2 https://www.desfa.gr/regulated-services/transmission/market-test/expansion-greek-system 3 ΔΕΣΦΑ: https://www.desfa.gr/userfiles/5fd9503d-e7c5-4ed8-9993-a84700d05071/DESFA- BTG%20DAR%20for%20Sidirokastro%20-%20final%20version%20-%2020-10-2023.pdf και Bulgartransgaz: https://www.bulgartransgaz.bg/files/useruploads/files/amd/DAR%202023/DARs/%D0%B1%D0%B3%D0%B3%D1%80/2023%20DAR%20BG-GR%20-%20EN.pdf 4 ΔΕΣΦΑ: https://www.desfa.gr/userfiles/5fd9503d-e7c5-4ed8-9993-a84700d05071/DESFA-ICGB DAR for Komotini 2023-final-20-10-2023.pdf και ICGB: https://www.icgb.eu/media/yxopxm5y/eng-dar-desfa-icgb-for-komotini-2023-final-20-10-2023.pdf 3
Τις παρουσιάσεις που έλαβαν χώρα στην από 14 Δεκεμβρίου 2023 ημερίδα της ΔΕΣΦΑ Α.Ε. με θέμα «Shippers Day 2023».
Τις παρουσιάσεις που έλαβαν χώρα στη διαδικτυακή ημερίδα της ΔΕΣΦΑ Α.Ε. για την επικείμενη δεσμευτική φάση της Δοκιμής Αγοράς και της Διαδικασίας Επαύξησης Δυναμικότητας σύμφωνα με τις διατάξεις του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459 στις 2 Απριλίου
Τη δημόσια διαβούλευση που διενήργησε ο ΔΕΣΦΑ κατά το διάστημα 15 Μαρτίου – 15 Απριλίου 20245 επί των Κατευθυντήριων Γραμμών για τη διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Δοκιμής Αγοράς.
Τo από 3.4.2024 έγγραφο της ΔΕΣΦΑ Α.Ε. προς τη Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων με το οποίο υποβλήθηκαν στη ΡΑΑΕΥ οι προτάσεις έργου για την επαύξηση δυναμικότητας στα Σημεία Διασύνδεσης Σιδηρόκαστρο και Κομοτηνή (αριθμ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ Ι-370806/03.04.2024).
Tο υπ΄ αριθμ. Ι-371694/17.04.2024 έγγραφο της ELPEDISON προς ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και κοινοποίηση στην Αρχή με τις απόψεις της επί του σχεδίου Κατευθυντήριων Γραμμών για τη Διαδικασία Δοκιμών Αγοράς για την επέκταση του Ελληνικού Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (Εμπιστευτικό).
Το υπ΄ αριθμ. Ι-371687/17.04.2024 έγγραφο της ΔΙΩΡΥΓΑ GAS προς ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και κοινοποίηση στην Αρχή με τις απόψεις της επί του σχεδίου Κατευθυντήριων Γραμμών για τη Δοκιμή Αγοράς.
Το από 22.04.2024 ηλεκτρονικό έγγραφο της ΔΕΣΦΑ Α.Ε. με θέμα «Υποβολή Κατευθυντήριων Γραμμών για την διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Δοκιμής Αγοράς στο ΕΣΦΑ» (αριθμ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ Ι-372169/23.04.2024), με το οποίο υπέβαλε στην ΡΑΑΕΥ το κείμενο των Κατευθυντήριων Γραμμών προς έγκριση, μαζί με τις απόψεις που κατατέθηκαν στη δημόσια διαβούλευση που διενήργησε ο ΔΕΣΦΑ επί του κειμένου αυτού, καθώς και τις απόψεις του επί αυτών.
Το γεγονός ότι η παρούσα απόφαση δεν προκαλεί δαπάνη στον Κρατικό Προϋπολογισμό. Σκέφτηκε ως εξής: Α. Νομοθετικό πλαίσιο Επειδή, η ΡΑΑΕΥ, στο πλαίσιο των αρμοδιοτήτων της, σύμφωνα με τα προβλεπόμενα στη διάταξη της παραγράφου 1 του άρθρου 22 του ν. 4001/2011, παρακολουθεί και εποπτεύει τη λειτουργία της αγοράς ενέργειας και αποφασίζει τη λήψη αναγκαίων μέτρων, συμπεριλαμβανομένης της έκδοσης κανονιστικών πράξεων, ιδίως ως προς την τήρηση των κανόνων του ανταγωνισμού, των ρυθμιστικών υποχρεώσεων που τίθενται με το ν. 4001/2011 και την ανάπτυξη της εσωτερικής αγοράς ενέργειας της Ευρωπαϊκής Ένωσης. 5 https://www.desfa.gr/userfiles/consultations/Guidelines.pdf 4 Επειδή, στο πλαίσιο πρόσβασης στις διασυνδέσεις και κατά τα προβλεπόμενα στη διάταξη της παραγράφου 1 του άρθρου 21 του ν. 4001/2011 , όπως τροποποιήθηκε με το άρθρο 12 του ν.4986/2022, η ΡΑΑΕΥ θεσπίζει, παρακολουθεί και εποπτεύει την εφαρμογή των κανόνων πρόσβασης στις Διασυνδέσεις, συμπεριλαμβανόμενων των σχετικών τιμολογίων και της μεθοδολογίας υπολογισμού αυτών, του μηχανισμού κατανομής και αποδέσμευσης της δυναμικότητας και διαχείρισης της συμφόρησης, καθώς και της παροχής των υπηρεσιών εξισορρόπησης, της διαδικασίας εξωδικαστικής επίλυσης των διαφορών που αναφύονται κατά την εφαρμογή των ανωτέρω, καθώς και κάθε άλλη αναγκαία λεπτομέρεια. Προς τούτο, η ΡΑΕ ζητά από τους αρμόδιους Διαχειριστές των Συστημάτων Μεταφοράς να υποβάλουν, κατά περίπτωση, σχετική γνώμη ή τους κανόνες διαχείρισης συμφόρησης, συμπεριλαμβανομένης της κατανομής δυναμικότητας. Η ΡΑΕ συνεργάζεται, για τον σκοπό αυτόν, με τις ρυθμιστικές αρχές άλλων χωρών με τις οποίες υφίσταται διασύνδεση. Eπειδή, η ΡΑΑΕΥ, σύμφωνα με τα προβλεπόμενα στη διάταξη της παραγράφου 1 του άρθρου 23 του ν. 4001/2011, δύναται να επιβάλει σε επιχειρήσεις που ασκούν Ενεργειακές Δραστηριότητες ρυθμιστικά μέτρα και όρους, με σκοπό τη διασφάλιση της εφαρμογής των διατάξεων της εσωτερικής και ευρωπαϊκής νομοθεσίας, την ύπαρξη συνθηκών υγιούς ανταγωνισμού και εν γένει την εύρυθμη λειτουργία της αγοράς. Επειδή, στον Κανονισμό (ΕΕ) 2017/459 για τη θέσπιση κώδικα δικτύου σχετικά με μηχανισμούς κατανομής δυναμικότητας στα συστήματα μεταφοράς αερίου περιγράφεται συγκεκριμένη διαδικασία επαύξησης δυναμικότητας (Incremental Capacity Process) στα Σημεία Διασύνδεσης. Ειδικότερα, σύμφωνα με τα οριζόμενα στο Άρθρο 28 «Έγκριση και δημοσίευση» του Κεφαλαίου V του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459: «
Μετά τη διαβούλευση και την ολοκλήρωση της φάσης του σχεδιασμού για έργο επαυξημένης δυναμικότητας σύμφωνα με το άρθρο 27, οι διαχειριστές συστημάτων μεταφοράς υποβάλλουν την πρόταση έργου για έργο επαυξημένης δυναμικότητας στις οικείες εθνικές ρυθμιστικές αρχές για να την εγκρίνουν με συντονισμένο τρόπο.
Εντός 6 μηνών από την παραλαβή της πλήρους πρότασης του έργου από την τελευταία από τις αρμόδιες ρυθμιστικές αρχές, οι εθνικές ρυθμιστικές αρχές δημοσιεύουν συντονισμένες αποφάσεις με τις οποίες εγκρίνεται ή απορρίπτεται η πρόταση του έργου που ορίζεται στην παράγραφο 1, σε μία ή περισσότερες από τις επίσημες γλώσσες του κράτους μέλους και, στο μέτρο του δυνατού, στα αγγλικά. Οι αποφάσεις περιλαμβάνουν αιτιολογήσεις. Οι εθνικές ρυθμιστικές αρχές ενημερώνονται αμοιβαία σχετικά με την παραλαβή της πρότασης του έργου και την πληρότητά της, προκειμένου να προσδιοριστεί η έναρξη της περιόδου των 6 μηνών. Κατά την προετοιμασία της απόφασης της εθνικής ρυθμιστικής αρχής, κάθε εθνική ρυθμιστική αρχή εξετάζει τις απόψεις των άλλων εθνικών ρυθμιστικών αρχών. Σε κάθε περίπτωση, οι εθνικές ρυθμιστικές αρχές λαμβάνουν υπόψη τυχόν αρνητικές επιπτώσεις επί του ανταγωνισμού ή της αποτελεσματικής λειτουργίας της εσωτερικής αγοράς φυσικού αερίου που συνδέονται με τα εν λόγω έργα επαυξημένης δυναμικότητας. Αν αρμόδια εθνική ρυθμιστική αρχή προβάλει αντιρρήσεις στην υποβληθείσα πρόταση έργου, ενημερώνει το νωρίτερο δυνατό τις υπόλοιπες εμπλεκόμενες εθνικές ρυθμιστικές αρχές. Στην περίπτωση αυτή, όλες οι εμπλεκόμενες εθνικές ρυθμιστικές αρχές λαμβάνουν όλα τα εύλογα μέτρα για να συνεργαστούν και να καταλήξουν σε κοινή 5 συμφωνία. Σε περίπτωση που οι αρμόδιες εθνικές ρυθμιστικές αρχές δεν μπορούν να καταλήξουν σε συμφωνία σχετικά με τον προτεινόμενο εναλλακτικό μηχανισμό κατανομής εντός της περιόδου των 6 μηνών που αναφέρεται στο πρώτο εδάφιο, ο Οργανισμός αποφασίζει σχετικά με τον εναλλακτικό μηχανισμό κατανομής που πρέπει να εφαρμοστεί, σύμφωνα με τη διαδικασία που ορίζεται στο άρθρο 8 παράγραφος 1 του κανονισμού (ΕΚ) αριθ. 713/2009.». Επειδή, σύμφωνα με τα οριζόμενα στις διατάξεις του άρθρου 30 του Κεφαλαίου V του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459: «
Ένας εναλλακτικός μηχανισμός κατανομής καλύπτει μέγιστο διάστημα 15 ετών μετά την έναρξη επιχειρησιακής χρήσης. Αν η οικονομική δοκιμή δεν θα μπορούσε να είναι επιτυχής με βάση τις δεσμεύσεις δυναμικότητας 15 ετών, οι εθνικές ρυθμιστικές αρχές μπορούν κατ' εξαίρεση να επεκτείνουν τον χρονικό ορίζοντα έως και για 5 επιπλέον έτη.
Με την επιφύλαξη της έγκρισης από την εθνική ρυθμιστική αρχή, μπορεί να χρησιμοποιηθεί εναλλακτικός μηχανισμός κατανομής δυναμικότητας, όποτε, από την έκθεση εκτίμησης της ζήτησης σύμφωνα με το άρθρο 26 ή από τη διαβούλευση που ορίζεται στο άρθρο 27 παράγραφος 3, μπορεί εύλογα να συναχτεί το συμπέρασμα ότι η δημοπρασία αυξανόμενου ρολογιού δεν είναι κατάλληλη και ότι το έργο επαυξημένης δυναμικότητας πληροί αμφότερες τις ακόλουθες προϋποθέσεις: α) περιλαμβάνει περισσότερα από δύο συστήματα εισόδου-εξόδου και κατά τη διαδικασίας κατανομής ζητούνται προσφορές για διάφορα σημεία διασύνδεσης· β) ζητούνται προσφορές με διάρκεια άνω του ενός έτους.
Σε έναν εναλλακτικό μηχανισμό κατανομής, οι χρήστες του δικτύου μπορούν να υποβάλουν δεσμευτικές προσφορές υπό όρους για συμβάσεις δυναμικότητας, εφόσον πληρούται ένας ή περισσότεροι από τους παρακάτω όρους που καθορίζονται από τους διαχειριστές συστημάτων μεταφοράς στην εγκεκριμένη πρόταση έργου σύμφωνα με το άρθρο 28 παράγραφος 1: α) οι δεσμεύσεις συνδέουν ή αποκλείουν δεσμεύσεις σε άλλα σημεία διασύνδεσης· β) οι δεσμεύσεις αφορούν πλήθος διαφορετικών ετήσιων τυποποιημένων προϊόντων δυναμικότητας σε σημείο διασύνδεσης· γ) οι δεσμεύσεις υπόκεινται σε όρους ως προς την κατανομή συγκεκριμένης ή ελάχιστης ποσότητας δυναμικότητας.
Ο εναλλακτικός μηχανισμός κατανομής υπόκειται σε εγκρίσεις από τις αρμόδιες εθνικές ρυθμιστικές αρχές σύμφωνα με το άρθρο 28 παράγραφος
Ο μηχανισμός είναι διαφανής και δεν εισάγει διακρίσεις, αλλά μπορεί να επιτρέπει να δίνει προτεραιότητα στη διάρκεια της δέσμευσης ή στις προσφορές για μεγαλύτερες ποσότητες δυναμικότητας για ετήσιο τυποποιημένο προϊόν δυναμικότητας.
Εάν δίνεται προτεραιότητα είτε στη διάρκεια της δέσμευσης είτε στις προσφορές για μεγαλύτερες ποσότητες δυναμικότητας, οι εθνικές ρυθμιστικές αρχές αποφασίζουν, κατά την εφαρμογή του άρθρου 8 παράγραφος 8, να παρακρατήσουν ποσό τουλάχιστον ίσο με 10 % και έως 20 % της τεχνικής δυναμικότητας σε κάθε σημείο διασύνδεσης. Η δυναμικότητα που παρακρατείται με αυτόν τον τρόπο προσφέρεται σύμφωνα με το άρθρο 8 παράγραφος 7». Επειδή, σύμφωνα με τα οριζόμενα στις διατάξεις του άρθρου 23 «Ο παράγοντας f» του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459: «
Κατά την εφαρμογή της οικονομικής δοκιμής που αναφέρεται στο άρθρο 22, η εθνική ρυθμιστική αρχή καθορίζει το επίπεδο του παράγοντα f για συγκεκριμένο επίπεδο προσφοράς, λαμβάνοντας υπόψη τα εξής: α) την ποσότητα της τεχνικής δυναμικότητας που παρακρατείται σύμφωνα με το άρθρο 8 παράγραφοι 8 και 9· β) τα εξωτερικά οφέλη του έργου επαυξημένης δυναμικότητας για την αγορά ή το δίκτυο μεταφοράς, ή και για τα δύο· γ) τη διάρκεια των δεσμεύσεων των χρηστών του 6 δικτύου για τη συμβατική δυναμικότητα σε σύγκριση με την οικονομική ζωή του περιουσιακού στοιχείου· δ) τον βαθμό στον οποίο μπορεί να αναμένεται να συνεχιστεί η ζήτηση για τη δυναμικότητα που καθορίζεται στο έργο επαυξημένης δυναμικότητας μετά τη λήξη του χρονικού ορίζοντα που χρησιμοποιείται στην οικονομική δοκιμή.
Εάν η οικονομική δοκιμή έχει θετικό αποτέλεσμα, τότε το επενδυτικό κόστος που συνδέεται με την επαυξημένη δυναμικότητα αντανακλάται σε αύξηση των επιτρεπόμενων ή στοχευόμενων εσόδων, σύμφωνα με τους ισχύοντες εθνικούς κανόνες». Επειδή, σύμφωνα µε τις διατάξεις της παραγράφου 2 (κα) του άρθρου 68 του ν. 4001/2011 ορίζεται ότι: «Ο ΔΕΣΦΑ ΑΕ Καταρτίζει το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ, σύμφωνα με τις ειδικότερες διατάξεις του Κώδικα Διαχείρισης του ΕΣΦΑ». Επειδή, σύμφωνα µε τις διατάξεις του άρθρου 14 του ν. 4001/2011 ορίζεται ότι: «
Η ΡΑΕ παρακολουθεί και αξιολογεί την εφαρμογή των Προγραμμάτων Ανάπτυξης. Επίσης, η ΡΑΕ παρακολουθεί το χρόνο που χρειάζονται οι Διαχειριστές των Συστημάτων Μεταφοράς και των Δικτύων Διανομής για την πραγματοποίηση των συνδέσεων χρηστών, την υλοποίηση επισκευών και την παροχή υπηρεσιών στους χρήστες των Συστημάτων και των Δικτύων τους. Η ΡΑΕ δύναται να καθορίζει προθεσμίες σχετικά με τα ανωτέρω, καθώς και ποινικές ρήτρες που καταπίπτουν υπέρ των χρηστών σε περίπτωση μη τήρησης των προθεσμιών.». Επειδή, κατ’ εξουσιοδότηση του άρθρου 69 του ν. 4001/2011 εκδόθηκε ο Κώδικας Διαχείρισης ΕΣΦΑ (απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-142/2023 (Β’ 5773/2023) με τον οποίον ρυθμίζονται, μεταξύ άλλων: «…(ζ) Η διαδικασία κατάρτισης του Προγράμματος Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ, έγκρισής του από τη ΡΑΕ και παρακολούθησης και ελέγχου της υλοποίησής του και κάθε λεπτομέρεια, σχετικά με την ανάπτυξη του ΕΣΦΑ, […] (ιστ) Κάθε άλλο θέμα συναφές με τη ρύθμιση του τρόπου διαχείρισης, εκμετάλλευσης, συντήρησης και ανάπτυξης του ΕΣΦΑ.». Επειδή, σύμφωνα µε τις διατάξεις της παραγράφου 5 του άρθρου 69 του ν. 4001/2011 ορίζεται ότι: «Με απόφαση της ΡΑΕ εγκρίνονται οι μεθοδολογίες, οι υπολογισμοί, οι ειδικές εγκρίσεις και οι λεπτομέρειες που απαιτούνται για την εφαρμογή του Κώδικα Διαχείρισης του ΕΣΦΑ, τις οποίες καταρτίζει ο ΔΕΣΦΑ ΑΕ.». Επειδή, η ΡΑΑΕΥ με την υπ’ αριθμ. 666/04.08.2022 (Β’ 4545) απόφασή της ενέκρινε το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (ΕΣΦΑ) για την περίοδο 2022-2031 (Β’ 4545), όπως τροποποιήθηκε με την υπ’ αριθμ. 681/25.08.2022 (Β’ 5047) απόφαση και ισχύει (σχετικό 9). Συναφώς η ΡΑΑΕΥ με την υπ’ αριθ. Ε-68/2023 απόφαση (σχετικό 10) στο πλαίσιο των αρμοδιοτήτων της, σύμφωνα με τις διατάξεις των άρθρων 14 και 68 παρ. 2 εδάφιο (κα) του Νόμου 4001/2011, αλλά και τον Πρόσθετο Όρο 2.11 της Απόφασης ΡΑΕ 460/2019 (σχετικό 7), ενέκρινε το Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης ΕΣΦΑ 2023-
Με τα Προγράμματα ανάπτυξης ο Διαχειριστής υποχρεούται σε διενέργεια θετικού market test, δηλαδή δέσμευσης ικανής δυναμικότητας από Χρήστες προκειμένου για την επαύξηση δυναμικότητας σε σημεία εισόδου και εξόδου του ΕΣΦΑ. 7 Β. Επί της Δοκιμής Αγοράς του ΕΣΦΑ Επειδή, με τις αποφάσεις για την έγκριση των δεκαετών Προγραμμάτων Ανάπτυξης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (σχετικά 9 και 1011), η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας, προκειμένου για την αύξηση δυναμικότητας σε εσωτερικά σημεία εισόδου ή εξόδου του ΕΣΦΑ ή και σε Σημεία Διασύνδεσης, επέβαλε στον αρμόδιο Διαχειριστή, εταιρεία ΔΕΣΦΑ Α.Ε. την εκπόνηση Δοκιμής Αγοράς (Market Test). Η υποχρέωση αυτή επιβλήθηκε με σκοπό να διερευνηθεί το ενδιαφέρον από χρήστες για δέσμευση μελλοντικής αδιάλειπτης δυναμικότητας στα σημεία αυτά του ΕΣΦΑ, προκειμένου ο Διαχειριστής να σχεδιάσει κατάλληλα τα απαραίτητα έργα τεχνικής αναβάθμισης του ΕΣΦΑ, τα οποία θα καλύπτουν τις ανάγκες περισσοτέρων του ενός ενδιαφερόμενων μερών, μειώνοντας έτσι το κόστος ανά ενδιαφερόμενο μέρος και αυξάνοντας τις πιθανότητες υλοποίησης των έργων αυτών, με γνώμονα την αποφυγή αδικαιολόγητης επιβάρυνσης των χρεώσεων χρήσης του ΕΣΦΑ από την κατασκευή των έργων. Επειδή, στις 29 Μαρτίου 2023 ο ΔΕΣΦΑ εκκίνησε το πρώτο στάδιο του Market Test, δημοσιεύοντας στην ιστοσελίδα του Πρόσκληση Εκδήλωσης Ενδιαφέροντος Μη Δεσμευτικών Αιτημάτων για την κατανομή μελλοντικής αδιάλειπτης δυναμικότητας στο ΕΣΦΑ, συμπεριλαμβανομένης της εγκατάστασης ΥΦΑ στη Ρεβυθούσα και τις διασυνδέσεις του ΕΣΦΑ με άλλα συστήματα, με καταληκτική ημερομηνία υποβολής μη δεσμευτικών προσφορών την 1η Ιουνίου 2023 (σχετικό 13). Επειδή, σύμφωνα με τα στοιχεία της Έκθεσης Εκτίμησης Ζήτησης για την επέκταση του ΕΣΦΑ που δημοσιεύθηκαν στην ιστοσελίδα του Διαχειριστή (σχετικό 14), είκοσι επτά εταιρείες εκδήλωσαν ενδιαφέρον στο πρώτο στάδιο του Market Test, υποβάλλοντας σχετικές μη δεσμευτικές προσφορές. Το ενδιαφέρον αφορά σε δέσμευση μελλοντικής αδιάλειπτης δυναμικότητας σε τέσσερα

(4)υπάρχοντα Σημεία Εισόδου του Εθνικού Συστήματος Μεταφοράς Φυσικού Αερίου (Σιδηρόκαστρο, Νέα Μεσημβρία, Κήποι, Αγία Τριάδα) και τέσσερα

(4)νέα σημεία σύνδεσης του συστήματος μεταφοράς με τους τερματικούς σταθμούς ΥΦΑ στην Αλεξανδρούπολη (Αμφιτρίτη), Κόρινθο (σημείο σύνδεσης με το FSRU της Διώρυγα Gas), Βόλο (σημείο σύνδεσης με το FSRU ARGO) και Θεσσαλονίκη (σημείο σύνδεσης με το FSRU ELPEDISON). Ενδιαφέρον καταγράφηκε επίσης για δέσμευση μελλοντικής δυναμικότητας σε 30 Σημεία Εξόδου του ΕΣΦΑ, συμπεριλαμβανομένου του Σιδηροκάστρου (Σημείο Διασύνδεσης των εθνικών συστημάτων φυσικού αερίου της Ελλάδας και της Βουλγαρίας) και της Κομοτηνής (Σημείο Διασύνδεσης του εθνικού συστήματος φυσικού αερίου της Ελλάδας με τον αγωγό IGB), για ροή φυσικού αερίου από Ελλάδα προς Βουλγαρία. Επειδή, στις 3 Ιουλίου 2023 οι Διαχειριστές των εθνικών συστημάτων μεταφοράς φυσικού αερίου της Ελλάδας, της Βουλγαρίας και του διασυνδετήριου αγωγού Ελλάδας-Βουλγαρίας (IGB), ΔΕΣΦΑ Α.Ε, Bulgartransgaz και ICGB, εκκίνησαν τη μη δεσμευτική φάση της διαδικασίας επαύξησης δυναμικότητας σύμφωνα με τα οριζόμενα στον Κανονισμό (ΕΕ) 2017/459 (σχετικό 15) για τα σημεία διασύνδεσης των συστημάτων τους, ήτοι το Σημείο Kulata-Σιδηρόκαστρο και Κομοτηνή. Οι Διαχειριστές έλαβαν μη δεσμευτικές προσφορές και εκπόνησαν από κοινού Έκθεση Εκτίμησης Ζήτησης – ΕΕΖ (Demand Assessment Report - DAR) αξιολογώντας τα σχετικά αιτήματα, δημοσιεύοντας τις σχετικές εκθέσεις στις 23 Οκτωβρίου 2023 (σχετικά 16 και 17). Με βάση τα συνολικά αποτελέσματα των από κοινού 8 εκπονηθεισών ΕΕΖ υπάρχει ικανό ενδιαφέρον ώστε οι Διαχειριστές να προχωρήσουν στη Φάση Σχεδιασμού (Design Phase) για έργα επαύξησης δυναμικότητας με σκοπό την προσφορά αδιάλειπτης δεσμοποιημένης δυναμικότητας στα Σημείο Διασύνδεσης των συστημάτων τους, με κατεύθυνση από Ελλάδα προς Βουλγαρία. Επειδή, σύμφωνα με τις κοινές εκθέσεις αξιολόγησης της ζήτησης με την ICGB και την BULGARTRANSGAZ, ο ΔΕΣΦΑ δημοσίευσε επίσης προς δημόσια διαβούλευση τις Προτάσεις Έργου (Project Proposals) με τους σχετικούς Διαχειριστές Συστημάτων Μεταφοράς, προσφέροντας δεσμευμένη δυναμικότητα, στην κατεύθυνση από το ΕΣΦΑ προς τα συστήματα της IGB και της BULGARTRANSGAZ, και υπέβαλε στην Αρχή τα τελικά κείμενα των Προτάσεων Έργου προς έγκριση (σχετικό 21). Επειδή, στις ημερίδες που διοργανώθηκαν από τον ΔΕΣΦΑ στις 12 Δεκεμβρίου 2023 και τις 2 Απριλίου 2024 (σχετικά 18 και 19) παρουσιάστηκε η πρόταση του Διαχειριστή να ταυτοχρονιστούν και να συνδυαστούν οι δεσμευτικές φάσεις των ως άνω δύο διαδικασιών, ώστε ο Διαχειριστής να εκτιμήσει συνολικά τα αιτήματα της δεσμευτικής φάσης της δοκιμής αγοράς σε όλα τα Σημεία Εισόδου και Εξόδου του Συστήματος, συμπεριλαμβανομένων και των Σημείων Διασύνδεσης, και να προσδιορίσει το κατάλληλο επίπεδο επέκτασης, δηλαδή αν και ποιο επίπεδο προσφοράς επαύξησης δυναμικότητας θα υλοποιήσει. Επειδή, στις 15 Μαρτίου 2024 μέχρι τις 15 Απριλίου 2024 ο ΔΕΣΦΑ έθεσε σε δημόσια διαβούλευση σχέδιο του κειμένου των Κατευθυντήριων Γραμμών (Guidelines) για τη διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Δοκιμής Αγοράς (Market Test) 2023 και της Διαδικασίας Επαύξησης Δυναμικότητας 2023 όσον αφορά την επέκταση του ΕΣΦΑ6. Γ. Επί της εισήγησης του ΔΕΣΦΑ για τις Κατευθυντήριες Γραμμές Επειδή, με το Ι-372169/23.04.2024 (σχετικό24) έγγραφό του, ο ΔΕΣΦΑ κατέθεσε στην ΡΑΑΕΥ προς έγκριση τις Κατευθυντήριες Γραμμές (Guidelines) για τη διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Δοκιμής Αγοράς (Market Test) για την διαδικασία επαύξησης δυναμικότητας του ΕΣΦΑ, έχοντας λάβει υπόψη του τα σχόλια που κατατέθηκαν από συμμετέχοντες στη δημόσια διαβούλευση που εκπόνησε από τις 15 Μαρτίου 2024 έως τις 15 Απριλίου 2024, καθώς και τις απόψεις του επί των σχολίων αυτών. Επειδή, η εισήγηση του Διαχειριστή περιλαμβάνει ιδίως τα ακόλουθα: α) Τα απαραίτητα έργα για τη διάθεση της μελλοντικής δυναμικότητας, συμπεριλαμβανομένου του κόστους υλοποίησης και του ενδεικτικού χρονοδιαγράμματος εκτέλεσης των έργων αυτών, β) Το ύψος της προσφερόμενης μελλοντικής δυναμικότητας (Offer levels), γ) Πρόταση εφαρμογής εναλλακτικού μηχανισμού κατανομής (alternative allocation mechanism, AAM), δ) Ενδεικτικό προτεινόμενο χρονοδιάγραμμα για την υλοποίηση της δεσμευτικής φάσης, ε) Τους γενικούς κανόνες και τις προϋποθέσεις για τη διεξαγωγή της 6 https://www.desfa.gr/announcements/public-consultations 9 δεσμευτικής φάσης της Δοκιμής Αγοράς (Market Test), και στ) Τις παραμέτρους για τη διενέργεια οικονομικής δοκιμής. Επειδή, σύμφωνα με την εισήγηση του Διαχειριστή, για να καταστεί δυνατή η ικανοποίηση των μη δεσμευτικών αιτημάτων δέσμευσης δυναμικότητας απαιτείται περιορισμένη, μερική ή ολική επέκταση του ΕΣΦΑ, με την υλοποίηση των ακόλουθων επενδύσεων, όπως αποτυπώνονται ακολούθως: Πρόταση Επέκτασης ΕΣΦΑ Τμήμα όπου απαιτείται να τοποθετηθεί δεύτερος αγωγός Πλήρης (Full) Μερική (Partial) Περιορισμένη (Limited) 410 Απαιτείται αναβάθμιση του Συμπιεστή στη Νέα Μεσημβρία; Σημαντική Μέτρια/Σημαντική 250 Μέτρια Μικρή 160 Μικρή Καμμία Μήκος (χλμ) Πάτημα-Νέα Μεσημβρία ΚατερίνηΛιβαδειά ΡαψάνηΜπράλος Απαιτείται αναβάθμιση του Συμπιεστή στην Αμπελιά; Επειδή, σε ό,τι αφορά την εκτίμηση κόστους για να υλοποιηθούν οι ως άνω επεκτάσεις του ΕΣΦΑ, λαμβανομένης υπόψη και της αναβάθμισης των συμπιεστών στη Νέα Μεσημβρία και την Αμπελιά, αυτή κυμαίνεται από 246,5 εκ. € (για περιορισμένη επέκταση του ΕΣΦΑ) σε 701,5 εκ. € (για πλήρη επέκταση του ΕΣΦΑ), όπως αναλύεται στους ακόλουθους πίνακες. Μερική Τμήμα όπου απαιτείται να τοποθετηθεί δεύτερος αγωγός Πάτημα-Νέα Μεσημβρία Κατερίνη-Λιβαδειά Περιορισμένη Ραψάνη-Μπράλος Πρόταση Επέκτασης ΕΣΦΑ Πλήρης Μήκος (χλμ) Εκτίμηση κόστους (εκ. €) 410 574 250 350 160 224 Απαιτείται αναβάθμιση του Συμπιεστή στη Νέα Μεσημβρία; Σημαντική Εκτίμηση κόστους (εκ. €) 67,5 Απαιτείται αναβάθμιση του Συμπιεστή στην Αμπελιά; Μέτρια/Σημαντική Εκτίμηση κόστους (εκ. €) 60 Μέτρια 45 Μικρή 30 Μικρή 22,5 Καμία - 10 Πρόταση Επέκτασης ΕΣΦΑ Εκτίμηση κόστους Πλήρης Εκτίμηση κόστους Εκτίμηση κόστους – για αναβάθμιση συμπιεστών (εκ. €) Σύνολο (εκ. €) 574 127,5 701,5 Μερική 350 75 425 Περιορισμένη 224 22,5 246,5 για αγωγούς (εκ. €) Επειδή, με βάση τις Κατευθυντήριες Γραμμές, ο ΔΕΣΦΑ θα οριστικοποιήσει την εκτίμηση του κόστους, ανά πρόταση επέκτασης, μετά την ολοκλήρωση της δεσμευτικής φάσης, καθότι ειδικά η αναβάθμιση των συμπιεστών, σε επίπεδα πέραν αυτών που έχει αποφασιστεί από την Αρχή να υλοποιηθούν στο πλαίσιο των Προγραμμάτων Ανάπτυξης ΕΣΦΑ, εξαρτάται σημαντικά από την δυναμικότητα που θα ζητηθεί από χρήστες ανά σημείο εισόδου και εξόδου του ΕΣΦΑ στο πλαίσιο της δεσμευτικής φάσης του Market Test. Επειδή, σε κάθε περίπτωση, διευκρινίζεται ότι τα ανωτέρω κόστη είναι ενδεικτικά και θα οριστικοποιηθούν κατά τον λεπτομερή σχεδιασμό του έργου, σε περίπτωση που το οικονομικό τεστ για κάποιο επίπεδο προσφοράς προκύψει θετικό. Επειδή, σε ό,τι αφορά το ύψος της προσφερόμενης δυναμικότητας (Offer levels) ο Διαχειριστής του ΕΣΦΑ έχει αναπτύξει τα ακόλουθα σενάρια ανά σενάριο επέκτασης του ΕΣΦΑ (Περιορισμένη, μερική ή πλήρης επέκταση του ΕΣΦΑ), και ανά Σημείο Εισόδου ή/και Εξόδου του ΕΣΦΑ: Είσοδος/Έξοδος ΕΣΦΑ Επίπεδο Προσφοράς (GWh/d/

y)Περιορισμένη επέκταση Μερική επέκταση Είσοδος / Έξοδος Πλήρης επέκταση Kulata/ Σιδηρόκαστρο 31,9 94 94 Κομοτηνή7 47,9 47,9 47,9 55 94 94 46 77 165 Νέα Μεσημβρία Νέα Μεσημβρία Έξοδος ΔΕΣΦΑ / Είσοδος BULGARTRANSGAZ Έξοδος ΔΕΣΦΑ / Είσοδος ICGB Έξοδος ΔΕΣΦΑ /Είσοδος TAP Έξοδος TAP / Είσοδος ΔΕΣΦΑ 7 Ειδικά για το σημείο Κομοτηνή, οι χρήστες από την πλευρά του ΕΣΦΑ και για το διάστημα από το Q42026 έως την ολοκλήρωση των έργων επαύξησης στο ΕΣΜΦΑ μπορούν να αιτηθούν μόνο συζευγμένη (coupled) δυναμικότητα μεταξύ των σημείων εισόδου, είτε των Κήπων είτε της Αμφιτρίτης και της Κομοτηνής (μέσω της υποβολής «συνδυαστικών προσφορών» - «linked bids». Η προσφορά της συζευγμένης δυναμικότητας από την πλευρά του ΕΣΦΑ προϋποθέτει την ολοκλήρωση της τέταρτης μονάδας του συμπιεστή στην Κομοτηνή, η οποία εκτιμάται εντός του 2025. 11 Αμφιτρίτη8 Κήποι9 Νέο Σημείο Εισόδου – ELPEDISON FSRU Νέο Σημείο Εισόδου – ARGO FSRU Νέο Σημείο Εισόδου – DIORYGA GAS FSRU Ημ/νία Έναρξης 51 51 86 86 103 103 Είσοδος ΔΕΣΦΑ Είσοδος ΔΕΣΦΑ 51 86 174,4 Είσοδος ΔΕΣΦΑ 51 86 140,6 Είσοδος ΔΕΣΦΑ 6,8 31 121 Είσοδος ΔΕΣΦΑ Q4 2028 Q2 202910 Q4 2029 Επειδή, τα επίπεδα προσφοράς δυναμικότητας, όπως αποτυπώθηκαν στον ως άνω Πίνακα αναφέρονται στα μέγιστα επίπεδα επαύξησης δυναμικότητας που μπορούν να προσφερθούν ανά Σενάριο Επέκτασης του ΕΣΦΑ και ανά Σημείο Εισόδου/Εξόδου του Συστήματος του ΔΕΣΦΑ αυτοτελώς. Εντούτοις, εάν κατά τη διάρκεια της δεσμευτικής φάσης, ζητηθεί δυναμικότητα σε περισσότερα από ένα Σημεία Εισόδου/Εξόδου που αποτυπώνονται ως άνω, οι περιορισμοί που αποτυπώνονται στον Πίνακα που ακολουθεί (ανά cluster-ομάδα σημείων) πρέπει να ισχύσουν ταυτόχρονα με τα μέγιστα επίπεδα δυναμικότητας που προαναφέρθηκαν, στο πλαίσιο της διαδικασίας κατανομής δυναμικότητας. Είσοδος/Έξοδος ΕΣΦΑ Cluster (Ομάδα Σημείων) Περιορισμός Ομάδας (GWh/d/
y)Περιορισμένη Μερική Πλήρης Επέκταση Επέκταση Επέκταση Kulata/ Σιδηρόκαστρο IP Κομοτηνή IP Νέα Μεσήμβρια IP 1 55 94 151 Είσοδος / Έξοδος Έξοδος ΔΕΣΦΑ / Είσοδος BULGARTRANSGAΖ Έξοδος ΔΕΣΦΑ / Είσοδος ICGB Έξοδος ΔΕΣΦΑ / Είσοδος TAP 8 Τα επίπεδα προσφοράς για αυτό το Σημείο Εισόδου ενδέχεται να μειωθούν με βάση τις δεσμεύσεις δυναμικότητας από την ετήσια δημοπρασία που θα λάβει χώρα στις 1 Ιουλίου 2024, δεδομένου ότι προηγείται χρονικά από τη δεσμευτική φάση της Δοκιμής Αγοράς. 9 Τα επίπεδα προσφοράς για αυτό το Σημείο Εισόδου ενδέχεται να μειωθούν με βάση τις δεσμεύσεις δυναμικότητας από την ετήσια δημοπρασία που θα λάβει χώρα στις 1 Ιουλίου 2024, δεδομένου ότι προηγείται χρονικά από τη δεσμευτική φάση της Δοκιμής Αγοράς. 10 Ειδικά για το Σημείο Διασύνδεσης (IP) Kulata/Σιδηρόκαστρο, η ημερομηνία έναρξης που έχει συμφωνηθεί από κοινού μεταξύ ΔΕΣΦΑ και BULGARTRANSGAZ, εκτιμάται στο τρίτο τρίμηνο του έτους 2029 (Q3 2029). 12 Νέο Σημείο Εισόδου – ELPEDISON FSRU Νέο Σημείο Εισόδου – ARGO FSRU Νέα Μεσήμβρια IP Είσοδος ΔΕΣΦΑ Είσοδος ΔΕΣΦΑ 2 51 86 174,4 Έξοδος TAP / Είσοδος ΔΕΣΦΑ Αμφιτρίτη Είσοδος ΔΕΣΦΑ Κήποι IP Είσοδος ΔΕΣΦΑ Νέο Σημείο Εισόδου – ARGO FSRU Νέο Σημείο Εισόδου – DIORYGA GAS FSRU Αμφιτρίτη11 Κήποι IP10 Ημ/νία Έναρξης Είσοδος ΔΕΣΦΑ 3 51 86 165 Είσοδος ΔΕΣΦΑ 410 51 86 103 Q4 2028 Q212 2029 Q4 2029 Είσοδος ΔΕΣΦΑ Είσοδος ΔΕΣΦΑ Επειδή, το έργο επαύξησης δυναμικότητας του ΕΣΦΑ, λαμβάνοντας υπόψη και τα αιτήματα επέκτασης δυναμικότητας στα Σημεία Διασύνδεσης, περιλαμβάνει στην πράξη περισσότερα από δύο συστήματα εισόδου – εξόδου στην Ευρωπαϊκή Ένωση, ήτοι το εθνικό σύστημα μεταφοράς φυσικού αερίου της Ελλάδας, το εθνικό σύστημα μεταφοράς φυσικού αερίου της Βουλγαρίας και τον διασυνδετήριο αγωγό Ελλάδας-Βουλγαρίας (IGB). Επίσης, τα μη δεσμευτικά αιτήματα της πρώτης φάσης αφορούν σε πρόθεση δέσμευσης δυναμικότητας σε περισσότερα του ενός Σημείων Διασύνδεσης και δέσμευση δυναμικότητας για πάνω από ένα έτος. Λαμβάνοντας περαιτέρω υπόψη και τα ιδιαίτερα υψηλά κόστη των απαιτούμενων επενδύσεων, προκειμένου να αυξηθεί η πιθανότητα θετικής έκβασης των οικονομικών δοκιμών που θα εφαρμοστούν στο πλαίσιο της οικονομικής δοκιμής, κρίνεται εύλογη η πρόταση του ΔΕΣΦΑ, όπως και των υπολοίπων Διαχειριστών στις σχετικές προτάσεις έργου που έχουν από κοινού υποβάλει με τον ΔΕΣΦΑ (σχετικό 21) για την εφαρμογή Εναλλακτικού Μηχανισμού Κατανομής δυναμικότητας, καθότι πληρούνται οι προϋποθέσεις που τίθενται στην παράγραφο 2 του άρθρου 30 του 11 Τα επίπεδα προσφοράς δυναμικότητας αυτής της ομάδας σημείων (cluster) μπορεί να μειωθούν με βάση τις δεσμεύσεις υπάρχουσας δυναμικότητας που θα προκύψουν από την Ετήσια Δημοπρασία της 1 ης Ιουλίου 2024, καθότι προηγείται χρονικά από την Δεσμευτική Φάση Υποβολής Προσφορών. 12 Ειδικά για το Σημείο Διασύνδεσης (IP) Kulata/Σιδηρόκαστρο, η ημερομηνία έναρξης που έχει συμφωνηθεί από κοινού μεταξύ ΔΕΣΦΑ και BULGARTRANSGAZ, εκτιμάται στο τρίτο τρίμηνο του έτους 2029 (Q3 2029). 13 Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459, για προϊόντα δυναμικότητας έως 20 ετών. Επειδή, στο Κεφάλαιο 4 των Κατευθυντηρίων Γραμμών για τη διενέργεια της δεσμευτικής φάσης περιγράφεται αναλυτικά το προτεινόμενο χρονοδιάγραμμα διενέργειας της διαδικασίας και περιλαμβάνονται επίσης εκτιμήσεις για τον χρόνο που απαιτείται για την υλοποίηση της επαυξημένης δυναμικότητας. Επειδή, σε ό,τι αφορά το προτεινόμενο χρονοδιάγραμμα, όπως αποτυπώνεται στον πίνακα που ακολουθεί, αμέσως μετά την έγκριση των Κατευθυντηρίων Γραμμών, ο ΔΕΣΦΑ θα εκκινήσει στις 2 Μαΐου 2024 την δεσμευτική φάση, η οποία περιλαμβάνει τέσσερα στάδια: α) Τη Φάση Πληροφόρησης, β) Την Δεσμευτική Φάση Υποβολής Προσφορών, γ) την Κατανομή Δυναμικότητας, και δ) την Υλοποίηση των συμβάσεων μεταφοράς φυσικού αερίου. Ορόσημα Ημερομηνίες Έναρξη Δεσμευτικής Φάσης / Πρόσκληση εκδήλωσης ενδιαφέροντος 1. Φάση Πληροφόρησης (Information Phase) 2 Μαΐου 2024 2 Μαΐου 2024 - 1 Ιουλίου 2024 Δημοσιοποίηση απαιτούμενων εγγράφων συμμετοχής από τον ΔΕΣΦΑ 2 Μαΐου 2024 Περίοδος Εγγραφής 2 Μαΐου - 24 Ιουνίου 2024 Αξιολόγηση προϋποθέσεων συμμετοχής των ενδιαφερομένων μερών 25 Ιουνίου – 01 Ιουλίου 2024 2. Δεσμευτική Φάση υποβολής προσφορών 2 Ιουλίου – 30 Σεπτεμβρίου 2024 Χρονική περίοδος Υποβολής Προσφορών 2 Ιουλίου - 12 Ιουλίου 2024 Περίοδος Αξιολόγησης Προσφορών 12 Ιουλίου – 31 Ιουλίου 2024 Προκαταρκτική Κατανομή Δυναμικότητας 1 Αυγούστου - 30 Αυγούστου 2024 Ανακοίνωση Αποτελεσμάτων Οικονομικής Δοκιμής (EVT) 31 Αυγούστου 2024 3. Κατανομή Δυναμικότητας 31 Αυγούστου 2024 4. Υλοποίηση Συμβάσεων Μεταφοράς Φυσικού Αερίου (GTAs) 30 Σεπτεμβρίου 2024 Επειδή, όπως αποτυπώνεται στον ως άνω πίνακα με την διαδικασία εκδήλωσης ενδιαφέροντος για την δεσμευτική φάση κατανομής δυναμικότητας εκκινεί και η διαδικασία πληροφόρησης των ενδιαφερόμενων. Ο ΔΕΣΦΑ θα γνωστοποιήσει τον κατάλογο με τα απαραίτητα έγγραφα για την συμμετοχή στη δεσμευτική φάση κατανομής δυναμικότητας και ορίζει την περίοδο εγγραφής με ενδεικτική καταληκτική ημερομηνία εγγραφής την 24η Ιουνίου 2024. Το επόμενο χρονικό διάστημα, διάρκειας περίπου μιας εβδομάδας, ο ΔΕΣΦΑ θα αξιολογήσει την επιλεξιμότητα των συμμετεχόντων μέχρι τις αρχές Ιουλίου 2024. Ακολούθως, από τον Ιούλιο του 2024 μέχρι τον Σεπτέμβριο του 2024, διαρκεί η διαδικασία υποβολής δεσμευτικών προσφορών για κατανομή δυναμικότητας. Η χρονική διάρκεια υποβολής προσφορών ανέρχεται σε έντεκα

(11)ημέρες, από τις 2 Ιουλίου 2024 μέχρι τις 12 Ιουλίου 2024 και στην συνέχεια εκκινεί η αξιολόγηση των προσφορών. Τον Αύγουστο του 2024 θα πραγματοποιηθεί η προκαταρκτική κατανομή δυναμικότητας και θα ανακοινωθούν τα αποτελέσματα της Οικονομικής Δοκιμής (Economic Viability Test, EVT) στις 31 Αυγούστου 2024, ημερομηνία που λαμβάνει χώρα και η κατανομή δυναμικότητας. Μέχρι το τέλος Σεπτεμβρίου του 2024 υπολογίζεται ότι θα έχουν υλοποιηθεί οι Συμφωνίες Μεταφοράς Φυσικού Αερίου (Gas Transmission Agreements, GTAs). 14 Επειδή, το ως άνω χρονοδιάγραμμα σύμφωνα με την πρόταση του ΔΕΣΦΑ είναι ενδεικτικό και σε περίπτωση που η ως άνω διαδικασία αναβληθεί, πάρει παράταση, ή χρήζει αλλαγής, σε συνεργασία με τους άλλους Διαχειριστές που αφορά, θα υποβληθεί εύλογα προς έγκριση στις Ρυθμιστικές Αρχές των χωρών. Επειδή, στο Κεφάλαιο 5 των Κατευθυντήριων Γραμμών περιγράφονται οι κανόνες και οι διαδικασίες της Δεσμευτικής Φάσης υποβολής προσφορών με την διαδικασία να είναι ανοικτή σε όλα τα ενδιαφερόμενα μέρη, συμπεριλαμβανομένων αυτών που δεν έχουν υποβάλει μη δεσμευτικό αίτημα δέσμευσης δυναμικότητας κατά τη μη δεσμευτική φάση του Market Test ή της Διαδικασίας Επαυξημένης Δυναμικότητας (Incremental Capacity Process). Η πρόσβαση στην υπηρεσία μεταφοράς επιτρέπεται αμερόληπτα και σε ίση βάση σε όλα τα ενδιαφερόμενα μέρη που πληρούν τις συγκεκριμένες προϋποθέσεις όπως παρουσιάζονται στις κατευθυντήριες γραμμές και μαζί με την έναρξη εκδήλωσης ενδιαφέροντος για την Δεσμευτική Φάση, ο ΔΕΣΦΑ θα δημοσιοποιήσει τον κατάλογο των δικαιολογητικών/εγγράφων, που πρέπει να υποβάλουν οι ενδιαφερόμενοι εντός συγκεκριμένης προθεσμίας, για την εγγραφή τους στη Δεσμευτική Φάση Υποβολής Προσφορών. Επειδή, στο Κεφάλαιο 5 των Κατευθυντήριων Γραμμών περιγράφονται επίσης αναλυτικά η διαδικασία αξιολόγησης των προσφορών και η διαδικασία κατάρτισης της σειράς κατάταξης για την προκαταρκτική κατανομή και την τελική κατανομή δυναμικότητας στους συμμετέχοντες. Ο ΔΕΣΦΑ θα αξιολογήσει αρχικά αν μπορούν να ικανοποιηθούν οι δεσμευτικές προσφορές μέσω της διάθεσης αδιάλειπτης δυναμικότητας, και εφόσον κάτι τέτοιο δεν είναι δυνατόν, θα εξεταστεί εάν είναι δυνατόν με αντίστοιχη τροποποίηση των έργων αναβάθμισης, να ικανοποιηθούν οι δεσμευτικές προσφορές μέσω της διάθεσης συζευγμένης δυναμικότητας, μόνο στις περιπτώσεις που μια τέτοια τροποποίηση έχει δηλωθεί ως αποδεκτή από το ενδιαφερόμενο μέρος που έχει υποβάλει δεσμευτική προσφορά. Το ελάχιστο χρονικό διάστημα δέσμευσης δυναμικότητας είναι τρία συνεχή έτη, με ανώτατο όριο τα είκοσι έτη, ήτοι το Έτος Αερίου 2048/2049, με εξαίρεση το Σημείο Διασύνδεσης Κομοτηνή, όπου τίθεται ως απώτερο έτος δέσμευσης δυναμικότητας το Έτος Αερίου 2045/2046, σε συνέπεια με την Απόφαση Εξαίρεσης για τον αγωγό IGB. Επειδή, στις Κατευθυντήριες Γραμμές περιλαμβάνονται επίσης αναλυτικές πληροφορίες για τις εγγυήσεις που απαιτούνται για τη συμμετοχή, για τη διαδικασία επιστροφής τους σε περίπτωση αρνητικής οικονομικής δοκιμής ή μη κατανομής δυναμικότητας, καθώς και για την διαδικασία που θα ακολουθηθεί σε περίπτωση θετικής οικονομικής δοκιμής (υπογραφή σύμβασης μεταφοράς και πρόσθετες εγγυήσεις), ή σε περίπτωση που δεν τεθεί σε ισχύ κάποια σύμβαση μεταφοράς. Επειδή, το ύψος των εγγυήσεων για τη συμμετοχή στη δεσμευτική φάση που ζητείται από τον ΔΕΣΦΑ είναι ίσο με το 20% της χρέωσης που προκύπτει για τη μέγιστη αιτηθείσα ετήσια δυναμικότητα κάθε συμμετέχοντα. Δεδομένου ότι το εκτιμώμενο ύψος της επένδυσης που θα πρέπει να υλοποιηθεί από τον Διαχειριστή του ΕΣΦΑ είναι υψηλό (246,5 εκ. €, 425 εκ. € και 701,5 εκ. € για τα επίπεδα προσφοράς 1, 2 και 3 αντίστοιχα), προκειμένου να διασφαλιστεί η δέσμευση των συμμετεχόντων στην διαδικασία κρίνεται εύλογη η παροχή εγγυητικής επιστολής ίσης με το 20% της μέγιστης ετήσιας δυναμικότητας, 15 όπως ισχύει και για τις περιπτώσεις προϊόντων δυναμικότητας ετήσιας διάρκειας (Κώδικας Διαχείρισης ΕΣΦΑ άρθρα 21Η παρ. 2Α και 21Ι παρ. 3Α). Επειδή, για τον ίδιο λόγο, οι εγγυητικές επιστολές που αφορούν στη διαδικασία της επαύξησης δυναμικότητας (για συμμετοχή στη δεσμευτική φάση της διαδικασίας και για την υπογραφή σύμβασης μεταφοράς) θα πρέπει να εκδίδονται από ελληνικό χρηματοπιστωτικό ίδρυμα εποπτευόμενο από την Ευρωπαϊκή Κεντρική Τράπεζα (π.χ. συστημικές τράπεζες) ή οποιοδήποτε ελληνικό υποκατάστημα διεθνούς φήμης τράπεζας – ή οποιασδήποτε διεθνούς φήμης τράπεζας – με ελάχιστη αξιολόγηση πιστοληπτικής ικανότητας ΒΒΒ από την Standard and Poor’s ή ΒΒΒ από την Fitch, ή Βaa3 από την Moody’s, ή χωρίς ελάχιστη αξιολόγηση πιστοληπτικής ικανότητας με την προϋπόθεση αντεγγύησης από μία τράπεζα διεθνούς φήμης με ελάχιστη αξιολόγηση πιστοληπτικής ικανότητας, ως άνω, το οποίο έχει εγκριθεί εκ των προτέρων από τον ΔΕΣΦΑ. Επειδή, η Οικονομική Δοκιμή (EVT) που περιγράφεται στις υπό έγκριση Κατευθυντήριες Γραμμές λαμβάνει υπ’ όψιν τις ακόλουθες παραμέτρους: (

i)την παρούσα αξία της εκτιμώμενης αύξησης στα επιτρεπόμενα έσοδα του ΔΕΣΦΑ από την επαυξημένη δυναμικότητα που περιλαμβάνεται στο αντίστοιχο Επίπεδο Προσφοράς πολλαπλασιασμένη με τον παράγοντα f και (
ii)την παρούσα αξία των Δεσμευτικών Προσφορών των Συμμετεχόντων, βάσει της διαδικασίας Προκαταρκτικής Κατανομής Δυναμικότητας, όπως αποτυπώνεται αναλυτικά στην ενότητα 5.4 των Κατευθυντήριων Γραμμών. Επειδή, αναφορικά με τις παραμέτρους της Οικονομικής Δοκιμής ο Διαχειριστής προτείνει όπως ο παράγοντας f λάβει την τιμή 0.7 για όλα τα έργα επαύξησης δυναμικότητας του ΕΣΦΑ, και παρείχε σχετικές διευκρινήσεις με το σχετικό 24. Στην πράξη ο ΔΕΣΦΑ θεωρεί ότι είναι προς το συμφέρον της αγοράς η υλοποίηση των έργων αυτών να συνδυαστεί με την μέγιστη δυνατή κάλυψη του κόστους των νέων έργων από τους συμμετέχοντες στη Δοκιμή Αγοράς. Λαμβάνοντας υπόψη ότι και στις τρεις προτάσεις επέκτασης του ΕΣΦΑ, όπως έχουν αποτυπωθεί ως άνω, προβλέπεται διπλασιασμός μικρότερου ή και μεγαλύτερου τμήματος του κεντρικού αγωγού του ΕΣΦΑ, κρίνεται εύλογο για λόγους ασφάλειας εφοδιασμού της αγοράς ένα μέρος του κόστους επαύξησης δυναμικότητας, ήτοι 30% να ανακτηθεί από τους υφιστάμενους χρήστες του ΕΣΦΑ, ήτοι μέσω των τιμολογίων χρήσης του ΕΣΦΑ. Επειδή, όσον αφορά τα Σημεία Διασύνδεσης Κομοτηνή και Kulata/Σιδηρόκαστρο, ο κάθε Διαχειριστής, επομένως και ο ΔΕΣΦΑ για τις επενδύσεις που αφορούν στο ΕΣΦΑ, θα εκπονήσει τις οικονομικές δοκιμές, όπως αποτυπώνονται στις αντίστοιχες Προτάσεις Έργου (σχετικό 21) κατά τα οριζόμενα στο άρθρο 24 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459. Σε περίπτωση όμως που η οικονομική δοκιμή από πλευράς ΔΕΣΦΑ είναι αρνητική, ενώ από πλευράς ανάντι Διαχειριστή είναι θετική, ο ΔΕΣΦΑ προτείνει επίσης στην ενότητα 5.6 των Κατευθυντήριων Γραμμών μια σειρά από ενέργειες, περιλαμβανομένης της δυνατότητας να προτείνει στην ΡΑΑΕΥ μια διαφορετική τιμή για τον παράγοντα f, ώστε να αποβεί θετική η οικονομική δοκιμή, πρόταση που κρίνεται εύλογη από την Αρχή με σκοπό να μεγιστοποιηθεί η δυνατότητα προσφοράς δεσμοποιημένης δυναμικότητας στα εν λόγω Σημεία. 16 Δ. Αξιολόγηση της πρότασης Επειδή, η πρακτική της διεξαγωγής Δοκιμής Αγοράς που αποτελεί αξιολόγηση της οικονομικής βιωσιμότητας των έργων επαύξησης της δυναμικότητας, επιβάλλεται από τον Κανονισμό (ΕΕ) 2017/459 για λόγους που ανάγονται στην οικονομικότητα των σχεδιασμών ανάπτυξης των συστημάτων, καθώς και στην ασφάλεια των επενδυτικών αποφάσεων. Η οικονομική δοκιμή αγοράς αξιολογεί τη βιωσιμότητα των έργων επαύξησης δυναμικότητας, διασφαλίζοντας ότι ο χρήστης του Συστήματος δεν θα εκτεθεί στον κίνδυνο της ασύμμετρης επιβάρυνσής του για έργο το οποίο δεν είναι αναγκαίο και πρόσφορο. Στο πλαίσιο αυτό η επαύξηση δυναμικότητας θα πρέπει να πραγματοποιείται με βάση τις αρχές της αναλογικότητας της προσφορότητας και της αναγκαιότητας που λαμβάνουν υπόψη, κατά τη στάθμιση μεταξύ του επιδιωκόμενου σκοπού και του λαμβανόμενου μέτρου, το δημόσιο συμφέρον. Όπως ρητώς προβλέπεται στον Κανονισμό (σκ 11): «Η ύπαρξη απλουστευμένης και εναρμονισμένης σε επίπεδο Ένωσης διαδικασίας για την προσφορά επαυξημένης δυναμικότητας είναι απαραίτητη για την αντίδραση στην πιθανή ζήτηση της αγοράς για τέτοιου είδους δυναμικότητα. Μια τέτοια διαδικασία θα πρέπει να συνίσταται σε τακτικές αξιολογήσεις της ζήτησης, ακολουθούμενες από διαρθρωμένη φάση σχεδιασμού και κατανομής, η οποία θα βασίζεται στην αποτελεσματική διασυνοριακή συνεργασία μεταξύ των διαχειριστών συστημάτων μεταφοράς και των εθνικών ρυθμιστικών αρχών σε ολόκληρη την Ένωση. Κάθε επενδυτική απόφαση που λαμβάνεται κατόπιν της αξιολόγησης της ζήτησης της αγοράς για δυναμικότητα θα πρέπει να υπόκειται σε οικονομική δοκιμή, για να κριθεί η οικονομική βιωσιμότητα. Η οικονομική αυτή δοκιμή θα πρέπει με τη σειρά της να εξασφαλίζει ότι οι χρήστες δικτύου που ζητούν τη δυναμικότητα αναλαμβάνουν τους αντίστοιχους κινδύνους που συνδέονται με τη ζήτησή τους, ώστε οι πελάτες στη δεσμευμένη αγορά να μην εκτίθενται στον κίνδυνο των επενδύσεων αυτών.». Επειδή, βάσει των ανωτέρω αρχών οικονομικότητας, αναλογικότητας, συγκράτησης του κόστους για τα τιμολόγια χρεώσεων χρήσης του ΕΣΦΑ αλλά και ασφάλειας των συναλλαγών, η Αρχή επέβαλε στον Διαχειριστή την διενέργεια οικονομικών δοκιμών για την αξιολόγηση επαύξησης δυναμικότητας η οποία δεν προβλέπεται στις διατάξεις του οικείου Κώδικα Διαχείρισης Συστήματος φυσικού Αερίου. Η περίπτωση δε επαύξησης δυναμικότητας στα σημεία διασύνδεσης προσομοιάζει με την επαύξηση δυναμικότητας στα εσωτερικά σημεία του ΕΣΜΦΑ ενώ οι ανωτέρω στόχοι δημοσίου συμφέροντος που εξυπηρετούνται μέσω της οικονομικής δοκιμής αγοράς είναι κοινή και στις δύο αυτές περιπτώσεις ώστε να δικαιολογεί πλήρως την αναλογική εφαρμογή των ρυθμίσεων του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459 στα εσωτερικά σημεία σύνδεσης προκειμένου για την κάλυψη του κενού που διαπιστώνεται στον Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ, υπό όρους νομικής ασφάλειας. Βασική αρχή του Ευρωπαϊκού Κανονισμού είναι επίσης η εναρμόνιση και ο ταυτοχρονισμός των Δοκιμών Αγοράς σε Ευρωπαϊκό Επίπεδο, ώστε οι χρήστες να έχουν πλήρη γνώση των διαθέσιμων «διαδρόμων» για τη διάθεση φυσικού αερίου και το ενδεικτικό κόστος καθενός, προκειμένου να επιλέξουν την βέλτιστη για αυτούς επιλογή και εν τέλει η εσωτερική Ευρωπαϊκή αγορά να επιτυγχάνεται με το ελάχιστο δυνατό κόστος. 17 Κατά τούτο, η διενέργεια της Δοκιμής Αγοράς του ΕΣΜΦΑ, περιλαμβανομένων των οικονομικών δοκιμών, οφείλει για λόγους ασφάλειας δικαίου να ακολουθήσει, στο μέτρο του δυνατού, την καθοριζόμενη στον Κανονισμό (ΕΕ) 2017/459 διαδικασία (Incremental Capacity Process) που αποτελεί υπέρτερης τυπικής ισχύος νομοθετικό κείμενο και αμέσου εφαρμογής. Επειδή, ειδικότερα, όπως έχει επισημάνει η Αρχή σε κείμενο δημόσιας διαβούλευσης ήδη από το 2022 13: «Το τοπίο σχετικά με το μέλλον του φυσικού αερίου στην Ευρώπη παραμένει έως σήμερα συγκεχυμένο. Από τη μία η Ευρωπαϊκή Επιτροπή με την Ευρωπαϊκή Πράσινη Συμφωνία έχει θέσει ως στόχο την κλιματική ουδετερότητα ως το 2050. Στη Δέσμη Fit-for-55 και στο πρόσφατο Hydrogen and Gas Decarbonisation Package περιγράφει τον τρόπο με τον οποίο αντιλαμβάνεται την πορεία προς την κλιματική ουδετερότητα, με έντονη τη συζήτηση στα ευρωπαϊκά φόρα για τη δυνατότητα μετατροπής (repurposing) των δικτύων φυσικού αερίου ώστε να μεταφέρουν ανανεώσιμα αέρια ή υδρογόνο ώστε τα υπάρχοντα δίκτυα να μην καταστούν μη-χρησιμοποιούμενα (stranded). Ήδη από τον Νοέμβριο 2019 η Ευρωπαϊκή Τράπεζα Επενδύσεων (ΕΤΕπ) ανακοίνωσε ότι παύει να χρηματοδοτεί νέα έργα που αφορούν τα ορυκτά καύσιμα — μη εξαιρουμένου του φυσικού αερίου — από το 2022. Από την άλλη, σύμφωνα με την πρόσφατη παρουσίαση στις 2 Φεβρουαρίου από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή της εξουσιοδοτικής πράξης που συμπληρώνει τον Ευρωπαϊκό Κανονισμό για τις βιώσιμες επενδύσεις (Πράσινη Ταξινομία), το φυσικό αέριο μπορεί να θεωρηθεί – υπό προϋποθέσεις- πράσινη μορφή ενέργειας και να επιλεγεί για χρηματοδότηση από την Κοινότητα και τα διεθνή χρηματοπιστωτικά ιδρύματα. Στην Ελλάδα, το Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) θεωρεί το φυσικό αέριο ως το ενδιάμεσο καύσιμο για τη μετάβαση σε ένα μοντέλο χαμηλών εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου σε όλους τους τομείς τελικής κατανάλωσης και ρητά υποστηρίζει τη μεγαλύτερη συμμετοχή του φυσικού αερίου σε όλους τους τομείς τελικής κατανάλωσης προς αντικατάσταση πετρελαϊκών προϊόντων ως το 2030 (βλ. εκτιμώμενη εξέλιξη ζήτησης φυσικού αερίου από το ΕΣΕΚ). Η Μακροχρόνια Στρατηγική για το έτος 2050 προβλέπει αντικατάσταση έως το μηδενισμό του φυσικού αερίου από ανανεώσιμα καύσιμα και υδρογόνο σταδιακά ως το 2050. Ωστόσο εκκρεμούν ακόμη η δημοσιοποίηση του νέου ΕΣΕΚ, καθώς και τα πόρισμα της Επιτροπής για τη χάραξη εθνικής στρατηγικής για το Υδρογόνο. Μέσα σε αυτό το πλαίσιο, η ΡΑΕ καλείται να εγκρίνει σημαντικές νέες επενδύσεις φυσικού αερίου, τόσο σε αγωγούς όσο και σε νέους πλωτούς τερματικούς σταθμούς ΥΦΑ (FSRUs, Αλεξανδρούπολης, ΔΙΩΡΥΓΑ Gas, ARGO). Επίσης, κατασκευάζονται ή σχεδιάζονται μονάδες ηλεκτροπαραγωγής με καύσιμο φυσικό αέριο. Περαιτέρω, τα Προγράμματα Ανάπτυξης των Δικτύων Διανομής είναι αρκετά φιλόδοξα στην εξάπλωση του δικτύου σε νέες περιοχές, ακόμα και στη νότια Ελλάδα, παρά τις μελέτες που αναδεικνύουν τις αντλίες θερμότητας ως πιο οικονομικές. Το έργο της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας είναι ένα έργο μακροχρόνιου ενεργειακού σχεδιασμού. Η συμβολή του εξαρτάται σε μεγάλο βαθμό από τον συνολικό ενεργειακό σχεδιασμό της 13 https://www.rae.gr/diavoulefseis/23148/ 18 χώρας, ο οποίος θα καθορίσει τη ζήτηση του φυσικού αερίου και συνεπώς την αναγκαιότητα χρήσης μιας αποθήκης. Όσον αφορά στο Εθνικό Σύστημα Μεταφοράς, αυτό σχεδιάστηκε πριν από αρκετά χρόνια, όταν οι εκτιμήσεις για τη ζήτηση του φυσικού αερίου ήταν πολύ χαμηλότερη, με αποτέλεσμα να περιλαμβάνει τμήματα μικρότερης διατομής που αποτελούν σημεία συμφόρησης. Παράλληλα, η υιοθέτηση του συστήματος «εισόδου-εξόδου» (entry-exit), σε εφαρμογή των Ευρωπαϊκών Κανονισμών, είναι πιθανό να οδηγήσει σε υπερδιαστασιολόγηση των αγωγών αερίου, καθώς όταν ο Διαχειριστής αξιολογεί Αιτήσεις Μελλοντικής Δυναμικότητας, προκειμένου να εγγυηθεί αδιάλειπτη δυναμικότητα (firm capacity) πρέπει να ικανοποιεί όλες τις πιθανές διαδρομές του αερίου, μελετώντας το δυσμενέστερο (worst-case) – κατά περίπτωση – σενάριο για τη νέα υποδομή προκειμένου να προσδιορίσει τα αναγκαία έργα αναβάθμισης του συστήματος για την ικανοποίηση των αιτημάτων επενδύσεων. Ωστόσο, στο πρόσφατο Market Test που διεξήχθη από τον ΤΑΡ και τον ΔΕΣΦΑ από κοινού, το ενδιαφέρον περιορίστηκε στο μη δεσμευτικό στάδιο του Market Test για το 2019 καθώς προϋπόθεση για την ικανοποίηση των αιτημάτων ήταν έργα αναβάθμισης του ΕΣΦΑ ύψους 394 εκ. €. Οι αποφάσεις που θα επιβαρύνουν τον έλληνα καταναλωτή για αρκετά επόμενα χρόνια χρήζουν ιδιαίτερης προσοχής. Ακόμα και αν οι τεχνικές μελέτες δείχνουν την ανάγκη ενίσχυσης του Συστήματος στο πλαίσιο του entry-exit, πρέπει να εκτιμάται το πραγματικό οικονομικό όφελος των επενδύσεων. Στο πλαίσιο αυτό η ΡΑΕ αντιλαμβανόμενη εγκαίρως όλα τα παραπάνω, απέστειλε στο ΔΕΣΦΑ την Ο83808/2.9.2020 επιστολή, στην οποία ανέφερε: «Τα τελευταία χρόνια, υπάρχει αυξημένο επιχειρηματικό ενδιαφέρον για την κατασκευή νέων υποδομών (ΑΣΦΑ) που θα συνδεθούν με το ΕΣΦΑ και είναι: - Ο πλωτός τερματικός σταθμός ΥΦΑ (FSRU) στην Αλεξανδρούπολη της εταιρείας GASTRADE, ο οποίος έχει ήδη λάβει όρους σύνδεσης από το ΔΕΣΦΑ και αναμένεται να τεθεί σε εμπορική λειτουργία στις αρχές του 2023. - Ο πλωτός τερματικός σταθμός ΥΦΑ (FSRU) στους Αγίους Θεοδώρους Κορινθίας της εταιρείας DIORYGA GAS, για τον οποίο επίκειται η τελική συμφωνία για όρους σύνδεσης από το ΔΕΣΦΑ και αναμένεται να τεθεί σε εμπορική λειτουργία στα τέλη του 2022. - Η υπόγεια αποθήκη της Νότιας Καβάλας (μέγιστη δυναμικότητα πλήρωσης 5mcm/d και απόληψης 4mcm/d, σε 1 ετήσιο κύκλο). Προφανώς η συμβολή τέτοιων έργων στον ανταγωνισμό και στην ενεργειακή ασφάλεια της χώρας αλλά και στην εξέλιξή της σε ενεργειακό κόμβο είναι εξαιρετικά σημαντική, αρκεί να είναι εφικτή η αξιοποίηση της δυναμικότητάς τους. Αυτό εξαρτάται κατά κύριο λόγο από τη δυνατότητα διακίνησης του αερίου μέσα στο ΕΣΦΑ και ιδίως από τα πιθανά σημεία συμφόρησης αυτού. Δεδομένων των ανωτέρω, παρακαλούμε όπως προχωρήσετε, έως τις 2 Οκτωβρίου 2020, στην υδραυλική προσομοίωση του ΕΣΜΦΑ στην υφιστάμενη κατάσταση, περιλαμβανομένων των έργων και αναβαθμίσεων που προβλέπονται στο 10ετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης ΕΣΦΑ 2020-29 (Απόφαση ΡΑΕ 19 755/2020, ΦΕΚ Β’ 1746), καθώς και των αγωγών TAP και IGB που πρόκειται να λειτουργήσουν εντός του 2021, στην περίπτωση που: - υλοποιηθεί ένα από τα ως άνω συστήματα ΑΣΦΑ (3 προσομοιώσεις), - υλοποιηθούν δύο από τα τρία αυτά συστήματα (3 προσομοιώσεις), - υλοποιηθούν και τα τρία αυτά συστήματα (1 προσομοίωση). Σε κάθε μία από τις ως άνω περιπτώσεις, παρακαλούμε όπως υποδείξετε τη μέγιστη δυναμικότητα που μπορεί να ικανοποιηθεί για κάθε σχεδιαζόμενο σύστημα και τις συνθήκες υπό τις οποίες δύναται να ικανοποιηθεί η εν λόγω δυναμικότητα, τα έργα ενίσχυσης του ΕΣΦΑ που θα απαιτούνταν για την κατανομή στις υποδομές αυτές της πλήρους δυναμικότητας που έχουν αιτηθεί καθώς και το χρονοδιάγραμμα για την ολοκλήρωση των έργων ενίσχυσης. Η άσκηση αυτή έχει σκοπό την καλύτερη κατανόηση και έγκαιρη προετοιμασία όλων των εμπλεκόμενων μερών. Στη συνέχεια, και σε συνεργασία με την Αρχή, θεωρούμε σκόπιμο να πραγματοποιηθεί από την πλευρά σας μελέτη κόστους-οφέλους, προκειμένου να αποτιμηθεί η αναγκαιότητα και το όφελος πραγματοποίησης των έργων ενίσχυσης που θα έχουν προκύψει από την υδραυλική προσομοίωση του συστήματος έναντι του κόστους που θα επιβαρύνει τους Έλληνες καταναλωτές. Η μελέτη αυτή είναι απαραίτητη για τη διαμόρφωση του επόμενου Προγράμματος Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ που θα αφορά στα έτη 2022-2031.» Ήδη από τον Νοέμβριο 2020, ο ΔΕΣΦΑ υπέβαλε αναλυτική και εμπεριστατωμένη μελέτη υδραυλικής προσομοίωσης των ζητηθέντων 7 σεναρίων, προσθέτοντας επιπλέον 2 σενάρια ανάλογα με τον απαιτούμενο ρυθμό έγχυσης/απόληψης αερίου από την ΥΑΦΑ σύμφωνα με τις υπάρχουσες μελέτες (ρυθμός εισπίεσης – injection rate 5 ή 7 εκατ.m3/d, ρυθμός απόληψης – withdrawal rate 4 ή 9 εκατ.m3/d). Για κάθε σενάριο, κατέγραψε τις απαιτούμενες επενδύσεις στο ΕΣΜΦΑ προκειμένου να είναι δυνατή η πλήρης λειτουργία κάθε υποδομής, καθώς και εύρος του εκτιμώμενου κόστους σε κάθε περίπτωση. Για λόγους εμπιστευτικότητας εμπορικών δεδομένων, παρουσιάζονται μόνο τα τελικά αποτελέσματα των επενδύσεων που απαιτούνται για την απρόσκοπτη λειτουργία (αδιάλειπτη δυναμικότητα) σε καθεμία από τις υποδομές ή συνδυασμούς.» Επειδή, έκτοτε έχουν υπάρξει και νέα αιτήματα σύνδεσης τόσο από νέα ΑΣΦΑ (FSRU Thessaloniki) όσο και από μεγάλους καταναλωτές (ιδίως νέες μονάδες ηλεκτροπαραγωγής με καύσιμο φυσικό αέριο), καθώς και νέες λειτουργικές απαιτήσεις, όπως για παράδειγμα για να καταστεί δυνατή η ροή φυσικού αερίου προς τον αγωγό IGB – προτεραιότητα της Ευρωπαϊκής Ένωσης για την ασφάλεια εφοδιασμού της Ανατολικής Ευρώπης ενόψει της ενεργειακής κρίσης. Επειδή, ωστόσο δεν πρέπει επίσης να παραβλέπεται το γεγονός ότι η πολιτική της Ευρωπαϊκής Ένωσης προβλέπει σημαντική μείωση στη χρήση του φυσικού αερίου τα επόμενα χρόνια. Συνεπώς, οποιεσδήποτε νέες επενδύσεις πρέπει να λάβουν χώρα μόνο στη βάση εκπεφρασμένου ενδιαφέροντος χρηστών, για την αποπληρωμή των οποίων είναι διατεθειμένοι (έστω μερικώς) να δεσμευθούν. 20 Επειδή, περαιτέρω, οι ρυθμίσεις του Κεφαλαίου 12 του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ και ιδίως των άρθρων 95ΣΤ-95Θ που αφορούν στη διεξαγωγή Ανοιχτής Διαδικασίας δεν επαρκούν για το σχεδιασμό της συνολικής αυτής δοκιμής αγοράς, καθώς αφορούν ένα συγκεκριμένο και μεμονωμένο Μεγάλο Έργο και δεν καλύπτουν την επιβαλλόμενη δοκιμή αγοράς που συνιστά ευρύτερη διαδικασία, σε κάθε στάδιο της οποίας πρέπει να λαμβάνονται υπόψη τα διαμορφούμενα δεδομένα (αιτήματα δεσμεύσεων σε εισόδους-εξόδους, συνδυαστικές προσφορές, αιτήματα στα Σημεία Διασύνδεσης) ώστε να ικανοποιούνται οι περιορισμοί λειτουργικής ροής υπό το ελάχιστο κόστος επενδύσεων. Είναι επίσης κρίσιμο στην παρούσα συγκυρία η Δοκιμή Αγοράς για την επαύξηση εσωτερικών σημείων του ΕΣΜΦΑ να συνδυαστεί με τη διαδικασία επαύξησης δυναμικότητας στα Σημεία Διασύνδεσης, δεδομένου ότι σημαντικό μέρος των επενδύσεων που σχεδιάζονται στη Χώρα (ιδίως τα FSRUs) στοχεύουν ιδίως στις εξαγωγές του φυσικού αερίου και όχι στην εσωτερική κατανάλωση. Επειδή, όπως προαναφέρθηκε, οι Κατευθυντήριες Γραμμές έχουν τεθεί σε δημόσια διαβούλευση από τον ΔΕΣΦΑ και η Αρχή έχει λάβει γνώση των σχολίων που υποβλήθηκαν. Επομένως παρέλκει η διενέργεια εκ νέου διαβούλευσης από την Αρχή για την έκδοση της παρούσας απόφασης. Ο Διαχειριστής υπέβαλε στην ΡΑΑΕΥ τις απαντήσεις/διευκρινίσεις του επί των σχολίων, κάποια εκ των οποίων υιοθετήθηκαν από τον Διαχειριστή στην τελική του εισήγηση που υποβλήθηκε προς έγκριση. Συγκεκριμένα, υποβλήθηκαν σχόλια από τέσσερις συμμετέχοντες, ήτοι τις εταιρείες ELPEDISON και ΔΙΩΡΥΓΑ GAS (οι οποίες είχαν κοινοποιήσει τα σχόλιά τους και απευθείας στην ΡΑΑΕΥ, σχετικά 22 και 23, αντίστοιχα), το Ινστιτούτο ΙΕΝΕ και έναν ακόμα συμμετέχοντα που αιτήθηκε τη μη δημοσιοποίηση της ταυτότητας και των απόψεών του. Ως προς τα κυριότερα σχόλια που υποβλήθηκαν, επισημαίνονται τα ακόλουθα: α) Ως προς το ζήτημα που ετέθη περί μη εφαρμογής του Κώδικα, επισημαίνεται ότι οι Κατευθυντήριες Γραμμές εξειδικεύουν και εμπλουτίζουν τα άρθρα 95ΣΤ-95Θ, χωρίς να αναιρούν οποιαδήποτε υφιστάμενη Σύμβαση Δέσμευσης Μελλοντικής Δυναμικότητας (ARCA) ή άλλη δέσμευση του Διαχειριστή. Η επαυξημένη δυναμικότητα η οποία προσφέρεται μέσω της Δοκιμής Αγοράς διατίθεται επιπλέον όποιας υφιστάμενης ή ήδη συμβολαιοποιημένης δυναμικότητας μέσω Σύμβασης Δέσμευσης Μελλοντικής Δυναμικότητας ή Συμφωνίας Σύνδεσης. β) Ως προς το σχόλιο ότι ο ΔΕΣΦΑ έπρεπε να λάβει υπόψη του κατά το σχεδιασμό την ωριμότητα των έργων ΑΣΦΑ, επισημαίνεται ότι το σχόλιο δεν γίνεται αποδεκτό, καθώς κατά την πάγια πρακτική – όπως εξειδικεύεται τόσο στον Ευρωπαϊκό Κανονισμό όσο και στον Κώδικα – ο Διαχειριστής οφείλει να διαμορφώσει τα επίπεδα Προσφοράς με γνώμονα τα μη δεσμευτικά αιτήματα που έχει δεχθεί. Αυτός είναι άλλωστε ο λόγος διενέργειας της μη δεσμευτικής φάσης, στην οποία έχουν όλοι και επί ίσοις όροις τη δυνατότητα να συμμετάσχουν, και μάλιστα χωρίς κόστος. γ) Όσον αφορά το σχόλιο ότι η συμμετοχή στο market test του ΔΕΣΦΑ είναι δεσμευτική και με χρηματικές υποχρεώσεις, αλλά δεν εξασφαλίζει παράλληλα δυναμικότητα σε κανένα σύστημα πέραν του ελληνικού και περνάει την ευθύνη της εξασφάλισης δυναμικότητας στις γειτονικές χώρες 21 στους ίδιους τους χρήστες και στις ενέργειες που εκείνοι θα κάνουν με τους Διαχειριστές των τρίτων χωρών, είναι προφανές ότι για τη δέσμευση δεσμοποιημένης δυναμικότητας στα λοιπά Σημεία Διασύνδεσης του Κάθετου Διαδρόμου απαιτείται η συμμετοχή στις αντίστοιχες διαδικασίες σύμφωνα με τον Κανονισμό (ΕΕ) 2017/459 – οι οποίες είναι επίσης δεσμευτικές και με χρηματικές υποχρεώσεις ακριβώς με τον ίδιο τρόπο - και ο ΔΕΣΦΑ δεν θα μπορούσε να διασφαλίσει στους χρήστες δυναμικότητα σε άλλα συστήματα, επομένως το σχόλιο δεν γίνεται αποδεκτό. δ) Επί των αναφορών ότι έργα που έχουν εγκριθεί στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ (σχετικά 9 και 10) περιλαμβάνονται στην προτεινόμενη διαδικασία επαυξημένης δυναμικότητας, διευκρινίζεται ότι οι αναβαθμίσεις των συμπιεστών της Νέας Μεσημβρίας και της Αμπελιάς που περιλαμβάνονται στα Προγράμματα Ανάπτυξης ολοκληρώνονται άνευ ετέρου και οι τεχνικές προτάσεις του ΔΕΣΦΑ λαμβάνουν πλήρως υπόψη τα έργα αυτά. Η Πρόταση Έργου αφορά νέες, περαιτέρω αναβαθμίσεις που θα απαιτηθούν προκειμένου για την επαύξηση της δυναμικότητας. Αντίστοιχα, το έργο του διπλασιασμού του τμήματος του αγωγού Καρπερή-Κομοτηνή έχει ήδη εγκριθεί από την Ρυθμιστική Αρχή ως σημαντικό έργο για την άρση συμφόρησης στο Σύστημα που εξυπηρετεί όλους τους χρήστες του, και στο βορρά και στον νότο. Συνεπώς, ορθώς δεν αποτελεί αντικείμενο του Market Test. ε) Συμμετέχοντες αναφέρουν ότι το κόστος των έργων για επαύξηση δυναμικότητας θα πρέπει να κατανέμεται δίκαια ανάμεσα στους χρήστες των σχετικών υποδομών χωρίς να παραγνωρίζεται η γεωγραφική θέση και οι συγκεκριμένες ανάγκες των διαφορετικών έργων. Επί παραδείγματι, χρήστες σημείων εισόδου στο Βορρά που ενδιαφέρονται αποκλειστικά για εξαγωγές θα επιβαρυνθούν με το κόστος επέκτασης του κυρίως κορμού του Συστήματος. Επί των σχολίων σημειώνεται ότι μέσω της διαδικασίας της Δοκιμής Αγοράς διατίθεται, καταρχήν, αδιάλειπτη επαυξημένη δυναμικότητα σύμφωνα με τις αρχές του συστήματος entry/exit των Ευρωπαϊκών Κανονισμών. Συνεπώς τα προτεινόμενα έργα και το σχετικό κόστος τους έχουν υπολογιστεί ώστε να εξασφαλίζεται καταρχήν αδιάλειπτη δυναμικότητα στους συμμετέχοντες στη Δοκιμή Αγοράς. Συνεπώς, ο ΔΕΣΦΑ οφείλει να αξιολογήσει αρχικά εάν μπορούν να ικανοποιηθούν οι δεσμευτικές προσφορές μέσω της διάθεσης αδιάλειπτης δυναμικότητας. Εφόσον κάτι τέτοιο δεν είναι δυνατόν, θα εξεταστεί εάν είναι δυνατόν με αντίστοιχη τροποποίηση των έργων αναβάθμισης, να ικανοποιηθούν οι δεσμευτικές προσφορές μέσω της διάθεσης συζευγμένης δυναμικότητας. Για το λόγο αυτό ο ΔΕΣΦΑ έχει περιλάβει στο Market Test «linked offers». στ) Το σχόλιο ότι στο κείμενο Κατευθυντηρίων Γραμμών που είχε τεθεί από τον Διαχειριστή σε δημόσια διαβούλευση (σχετικό 20), υπήρχε πρόβλεψη για δυνατότητα κάλυψης μέρους του κόστους σύνδεσης σταθμών ΑΣΦΑ, χωρίς περαιτέρω επεξήγηση, γεγονός που θα μπορούσε να οδηγήσει σε άνιση μεταχείριση, έγινε δεκτό από το ΔΕΣΦΑ και η φράση διαγράφηκε κατά την τελική υποβολή των Κατευθυντηρίων Γραμμών στη ΡΑΑΕΥ. ζ) Το σχόλιο ότι έγινε σύντμηση από τον ΔΕΣΦΑ προθεσμιών που αφορούν στην αποδοχή από τους χρήστες των όρων σύνδεσης, έγινε δεκτό από το ΔΕΣΦΑ και οι προθεσμίες αυξήθηκαν από 15 σε 30 22 ημέρες κατά την τελική υποβολή των Κατευθυντηρίων Γραμμών στη ΡΑΑΕΥ, σε συνέπεια με τα οριζόμενα στο Κεφάλαιο 12 του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ. Επειδή, οι Κατευθυντήριες Οδηγίες είναι απολύτως σύμφωνες με το πνεύμα των σχετικών διατάξεων του Κώδικα, οι οποίες ωστόσο είναι αναγκαίο να εξειδικευθούν και να συμπληρωθούν για την συγκεκριμένη εκτεταμένη και κρίσιμη Δοκιμή Αγοράς. Σε κάθε περίπτωση, με την παρούσα απόφαση δεν επηρεάζονται ήδη υπογεγραμμένες συμβάσεις δέσμευσης μελλοντικής δυναμικότητας και δεν καταργούνται αιτήσεις δέσμευσης μελλοντικής δυναμικότητας που έχουν ήδη υποβληθεί. Επειδή, τα μέτρα, η εφαρμογή των οποίων ρυθμίζεται με την παρούσα, δεν αποτελούν πάγιες ρυθμίσεις του Κώδικα αλλά συνιστούν ειδικά ρυθμιστικά μέτρα, περιορισμένης- και δη συγκεκριμένης- χρονικής διάρκειας και ισχύος που θεσπίζονται για τη ρύθμιση της πρότασης επαύξησης δυναμικότητας σε σημεία του ΕΣΦΑ, είναι δε σύμφωνα με την αρχή της αναλογικότητας, αναγκαία, πρόσφορα και αναλογικά για την επίτευξη των στόχων της ανάπτυξης του συστήματος, της ασφάλειας εφοδιασμού και της οικονομικότητας του μέτρου. Επειδή, βάσει όλων των ανωτέρω, η ΡΑΑΕΥ κρίνει αναγκαία, πρόσφορη και αναλογική τη ρύθμιση των ανωτέρω ζητημάτων μέσω Κατευθυντηρίων Γραμμών προς συμπλήρωση του περιεχομένου των οικείων διατάξεων του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ, στη βάση του άρθρου 69 του ν. 4001/2011 και ιδίως της παραγράφου 5 του άρθρου αυτού καθώς και του άρθρου 23 παρ. 1 του ν.4001/2011, και δυνάμει των υπ’ αριθμ. 666/2022 και Ε-68/2023 αποφάσεων της ΡΑΑΕΥ. Για τους παραπάνω λόγους Αποφασίζει 1. Καθορίζει τις Κατευθυντήριες Γραμμές με τίτλο «Guidelines for the Market Test for the expansion of the Greek National Natural Gas System», σύμφωνα με την εισήγηση της ΔΕΣΦΑ Α.Ε., οι οποίες ισχύουν μόνο για την Δοκιμή Αγοράς που αναφέρεται σε αυτές, προσαρτώνται στην παρούσα Απόφαση ως «Παράρτημα Α» και αποτελούν αναπόσπαστο τμήμα αυτής, 2. Την κοινοποίηση της παρούσας απόφασης στον Διαχειριστή του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου, ΔΕΣΦΑ Α.Ε. 3. Τη δημοσίευση της παρούσας απόφασης στην Εφημερίδα της Κυβερνήσεως. Αθήνα, 25.04.2024 Ο Αντιπρόεδρος του κλάδου Ενέργειας της ΡΑAΕY Δημήτριος Φούρλαρης 23 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Α – ANNEX A 24 Guidelines for the Market Test for the expansion of the Greek Na onal Natural Gas System April 2024 1 2 This document is elaborated and published by: DESFA S.A. 357-359 Messogion Ave., Halandri,15231, Greece Switchboard +30 2130884000 market-test@desfa.gr www.desfa.gr 3 Table of Contents Introduc on ............................................................................................................................... 6 1. Descrip on of the Incremental Capacity Project and rela ve cost es mates................... 9 1.1 Market demand for incremental capacity ......................................................................... 9 1.2 Descrip on of the Incremental Capacity Project ............................................................. 10 2. Oﬀer Levels ...................................................................................................................... 14 3. Alterna ve alloca on mechanism ................................................................................... 17 4. Provisional Timeline ........................................................................................................ 17 4.1 Incremental capacity cycle meline ................................................................................ 17 4.2 Milestone Timeline .......................................................................................................... 19 4.3 Dura on of project realiza on ........................................................................................ 19 5. General rules and condi ons for the Binding Phase ....................................................... 20 5.1 Par cipa on criteria and registra on.............................................................................. 20 5.2 Binding Bid process.......................................................................................................... 22 5.3 Bid evalua on .................................................................................................................. 24 5.4 Preliminary Capacity Alloca on Procedure (Bid Ranking) ............................................... 24 5.5 Alloca on of Equal Marginal Bids (EMB) ......................................................................... 26 5.6 Economic Viability Test .................................................................................................... 26 5.7 Gas Transporta on Agreement ....................................................................................... 27 5.8 Progress of the project, lack of permits, delays in making available the capacity .......... 30 5.9 Force Majeure.................................................................................................................. 30 5.10 Element IND and RP for ﬁxed price approach ................................................................. 30 5.11 Level of user commitments (f-factor) .............................................................................. 31 6. Economic Viability Test Parameters ................................................................................. 31 6.1 Reference price ................................................................................................................ 31 6.2 Mandatory minimum premium ...................................................................................... 31 6.3 Present value of es mated increase in allowed revenue ................................................ 32 7. Contact informa on ........................................................................................................ 33 8. Annex I – Deﬁni ons........................................................................................................ 34 4 Disclaimer DESFA has acted in good faith to ensure that the informa on in the Guidelines is correct as at the date of publica on of the Guidelines, however no representa on or warranty is made by DESFA as to the accuracy or completeness of such informa on and DESFA will not accept any liability, of any kind, for any inaccuracies or incompleteness in such informa on. Furthermore, DESFA shall have no obliga on to update the Guidelines for any changes arising a er the date of issue of the Guidelines. Nonetheless, if new or revised informa on is provided in the Guidelines, DESFA shall have no liability to any third party. DESFA will have no liability to any third party for any acts, omissions, breaches or decisions of the other TSOs Concerned or any other third party. 5 Introduction On 29.03.2023, DESFA launched a Market Test for the expansion of the capacity of the Greek Na onal Natural Gas System. In par cular and, as a ﬁrst step, DESFA launched a Call of Interest1 in which interested par es were invited to submit their Non-binding demand indica ons for the booking of future capacity in the Greek Na onal Natural Gas System (NNGS). The aim was to iden fy the necessary technical upgrades of the NNGS, which would be able to cover the needs of one or more interested par es, thus reducing the cost per interested party and increasing the chances of implementa on of these projects. The Non-binding demand indica ons deadline was set for the 01.06.2023. DESFA received Non-binding demand indica ons from twenty-seven

(27)companies, of which 85% were based in the EU (37% in Greece) and the rest in third countries. Regarding the points of the NNGS, entry capacity was requested at all interconnec on points between the NNGS and neighboring gas transmission systems. In addi on, there was also signiﬁcant interest in capacity at new entry/exit points. In par cular, ﬁrm capacity was requested at eight

(8)entry points of the NNGS, of which four

(4)are already opera onal while the remaining four

(4)refer to the connec on of the NNGS with FSRUs (either exis ng or planned). Addi onally, ﬁrm exit capacity was also requested at thirty

(30)exit points of the NNGS, most of which are currently in opera on. Four

(4)of the exit points are interconnec on points with adjacent gas transmission systems and the rest are either connec ons with distribu on networks or direct connec ons to gas consumers. DESFA also allowed interested par es to submit linked Non-binding demand indica ons that include one entry and one exit point. Linked capacity was requested only for entry and exit points for which ﬁrm capacity has also been requested. It should be noted that for all linked bids the entry point refers to an LNG entry point (either Revithoussa LNG Terminal or one of the aforemen oned FSRUs), thus highligh ng the importance of the LNG in the region. All submi ed Non-binding demand indica ons refer to annual capacity products. As a ﬁrst step, DESFA compared the maximum annual capacity requested per point with the technical capacity of that point and excluded from the next phase of the assessment requests for capacity lower than the exis ng available capacity at the respec ve points since, iIn these cases, there is already available capacity that can be booked by the interested par es, without the need for any expansion of DESFA System. The results of the non-binding phase of the Market Test were summarized in the Demand Assessment Report published on 20.12.2023 on DESFA’s website

Based on the assessment performed, DESFA proceeded to the next phase of the Market Test and launched a design phase, to oﬀer incremental capacity to domes c points of the NNGTS and to interconnec on points with adjacent TSOs. On 03.07.2023, DESFA ini ated Incremental Capacity Processes in accordance with CAM NC3, invi ng all interested par es to submit Non-binding demand indica ons for incremental capacity at exis ng or new interconnec on points. As a result, on 23.10.2023, DESFA published two joint demand assessment reports for Kulata/Sidirokastro and Komo ni IPs, with 1h ps://www.desfa.gr/en/announcements/...natural-gas-system ps://www.desfa.gr/userﬁles...DAR-%20vf.pdf 3 Commission Regula on (EU) 2017/459 of 16 March 2017 establishing a network code on capacity alloca on mechanisms in gas transmission systems and repealing Regula on (EU) No 984/2013 / h ps://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A32017R0459 2 h 6 BULGARTRANSGAZ and ICGB respec vely, concluding that there was suﬃcient indica ve demand to ini ate incremental capacity projects. Following the joint demand assessment reports with ICGB and BULGARTRANSGAZ, DESFA published for public consulta on the joint dra Project Proposals with the TSOs Concerned, oﬀering bundled capacity, in the direc on from DESFA System towards IGB and BULGARTRANSGAZ Systems. These Guidelines contain all necessary informa on about the binding phase of the Market Test, taking into account that the incremental capacity that will be allocated at the IP’s Kipi and Nea Mesimvria as well as the entry or exit points of the DESFA System may aﬀect the amount of capacity allocated at the IP Kulata/ Sidirokastro and the IP Komo ni in the context of the Incremental Capacity Processes opened with BULGARTRANSGAZ and ICGB respec vely. The investment upgrades, the oﬀer levels, the binding bid submission rules as well as the Economic Viability Test related to DESFA are provided for in these Guidelines and should be considered in the context of the aforemen oned incremental capacity processes. For DESFA, the incremental capacity projects described in the Project Proposals with BULGARTRANSGAZ and ICGB are iden cal to those in the context of the Incremental Capacity Project and if implemented will increase the technical capacity at the interconnec on points of the relevant Project Proposals and other entry points of DESFA System, as described herein. For this reason, DESFA’s binding phase of the Market Test will take place simultaneously with the binding phase of the Incremental Capacity Processes a er the CAM NC Yearly Capacity Auc ons, in line with the meline of Sec on
Based on the Non-binding demand indica ons received in the context of all the above processes, DESFA has analyzed poten al infrastructure upgrades of DESFA System in order to fulﬁll interested par es’ requests and propose the Incremental Capacity Project described herein. In par cular, the Incremental Capacity Project comprises the following:     Incremental capacity oﬀered jointly by DESFA and ICGB at Komo ni IP as a bundled capacity product, exit DESFA and entry ICGB
Incremental capacity oﬀered jointly by DESFA and BULGARTRANSGAZ at the Kulata/Sidirokastro IP as a bundled capacity product, exit DESFA and entry BULGARTRANSGAZ
Incremental capacity oﬀered by DESFA at Kipi IP as unbundled entry capacity. Incremental capacity oﬀered by DESFA at Nea Messimvria IP as unbundled entry 4 Interested par es must submit binding requests for both sides of the interconnec on point (exit DESFA -> entry ICGB submi ed to DESFA and exit DESFA -> entry ICGB submi ed to ICGB). Binding requests to DESFA shall be submi ed in the context of the present document. Iden cal requests must be submi ed to ICGB in the context of the relevant Incremental Capacity Process according to Sec on 5.
5 Interested par es must submit binding requests for both sides of the interconnec on point (exit DESFA -> entry BULGARTRANSGAZ submi ed to DESFA and exit DESFA -> entry BULGARTRANSGAZ submi ed to BULGARTRANSGAZ). Binding requests to DESFA shall be submi ed in the context of the present document. Iden cal requests must be submi ed to BULGARTRANSGAZ in the context of the relevant Incremental Capacity Process according to Sec on 5.
7      capacity
Incremental capacity oﬀered by DESFA at Nea Messimvria IP as unbundled exit capacity
Incremental capacity oﬀered by DESFA at Amﬁtri (Gastrade FSRU) entry point, as unbundled entry capacity. Incremental capacity oﬀered by DESFA at prospec ve entry point Argo FSRU, as unbundled entry capacity
Incremental capacity oﬀered by DESFA at prospec ve entry point Elpedison FSRU as unbundled entry capacity
Incremental capacity oﬀered by DESFA at prospec ve entry point Dioriga Gas FSRU as unbundled entry capacity
6 It is the responsibility of the Par cipant to ini ate any procedures that may be necessary for capacity to be made available upstream of DESFA’s System. DESFA makes no representa on as to the availability of such capacity or to the existence of required facili es outside of DESFA’s System. 7 It is the responsibility of the Par cipant to ini ate any procedures that may be necessary for capacity to be made available downstream of DESFA’s System. DESFA makes no representa on as to the availability of such capacity or to the existence of required facili es outside of DESFA’s System. 8 It is the responsibility of the Par cipant to ini ate any procedures that may be necessary for capacity to be made available upstream of DESFA’s System. DESFA makes no representa on as to the availability of such capacity or to the existence of required facili es outside of DESFA’s System. 9 It is the responsibility of the Par cipant to ini ate any procedures that may be necessary for capacity to be made available upstream of DESFA’s System. DESFA makes no representa on as to the availability of such capacity or to the existence of required facili es outside of DESFA’s System. 10 It is the responsibility of the Par cipant to ini ate any procedures that may be necessary for capacity to be made available upstream of DESFA’s System. DESFA makes no representa on as to the availability of such capacity or to the existence of required facili es outside of DESFA’s System. 8 Figure 1: Points of DESFA System where incremental capacity will be oﬀered through the Market Test process. The Binding Phase will be launched, and a No ce will be published on DESFA’s website before the Binding Bidding Phase in accordance with Sec on 4.
Description of the Incremental Capacity Project and relative cost estimates 1.1 Market demand for incremental capacity The demand for incremental capacity in NNGS is described in detail in the Demand Assessment Report published by DESFA on 20th December 2023 on DESFA’s website. According to the outcome of the DAR: “Based on the evalua on of the received non-binding requests, DESFA will proceed to the next phase of the Market Test process and launch the Design Phase, the day a er the publica on of this Demand Assessment Report, in order to oﬀer unbundled incremental capacity to the domes c points of the NNGTS and bundled incremental capacity products in the IPs with adjacent TSOs. During the Design Phase, DESFA deems it necessary to conduct further technical studies to inves gate, document and evaluate the preliminary technical solu ons, costs, and schedules for development op ons to meet a range of demand cases. The output of the technical studies and of the coordinated ac ons taken by DESFA and the adjacent TSOs during the Design Phase, including speciﬁc expansion thresholds, provisional 9 costs, melines, and applicable speciﬁc regulatory provisions will be included in the dra Guidelines.” To this end DESFA concluded that the Non-binding demand indica ons received were suﬃcient to ini ate the Design Phase of the Incremental Capacity Project. 1.2 Description of the Incremental Capacity Project Based on the Non-binding demand indica ons received in the context of the Call of Interest for the Market Test and non-binding demand indica ons for incremental capacity received in the context of the Incremental Capacity Processes with the TSOs Concerned, DESFA analyzed poten al infrastructure developments in DESFA System, which fulﬁl interested par es’ requests, also in coopera on with adjacent TSOs where applicable. DESFA has performed preliminary technical studies to iden fy the projects needed to make incremental capacity available at DESFA’s System entry and exit points. The level of incremental capacity oﬀered by DESFA in the framework of this Market Test, is calculated considering the exis ng technical capaci es of DESFA’s System entry and exit points as well as the future investments of DESFA System, which are uncondi onally included in the already approved DESFA’s TYNDP 2023-
DESFA’s analysis takes also into account the requirement, as no ﬁed by ICGB to DESFA, for at least 70 barg pressure level at Komo ni DESFA/ICGB IP, to increase the capacity of ICGB at 5 bcma, which will be feasible a er the comple on of the second phase of Komo ni CS, a project included in DESFA’s current TYNDP 2023-
DESFA assessed expansion projects that create incremental capacity at various points of DESFA System. This evalua on is a broader assessment that aims to determine the projects which will more eﬃciently sa sfy incremental capacity requests at every entry and exit point of the DESFA System, including IPs, for which the par cipants expressed their interest through the relevant processes and is included herein. So, regarding DESFA System expansion levels, three diﬀerent Expansion Projects have been assessed and are presented below. These Expansion Projects include duplica on of the main branch of DESFA System with 30” pipeline, as well as Compression Sta ons’ (CS) upgrades. 11 DESFA has included in the TYNDP 2023-2032, inter alia, a duplica on project in the North-Eastern branch of the System (Karperi-Komo ni branch). In June 2023, with Decision Ε-68/2023 RAEWW approved the said project, which is expected to have been completed in Q2
10 Figure 2: Simpliﬁed scheme of the proposed Expansion Projects The assessments described above resulted to the projects presented next. Thus, the capacity created by the said projects includes the crea on of incremental capacity at mul ple points of DESFA System. It should also be noted that in the ﬁnal assessment for the determina on of the appropriate Expansion Project (if any) and the Economic Viability Test (EVT), domes c points of the NNGTS will be assessed together with the IPs. The Expansion Projects and the Oﬀer Level(s) described in this document may be subject to changes during the subsequent stages but will not aﬀect the parameters included in Sec on 6.1 and Sec on 6.
The diﬀerent Expansion Projects are described below. Maximum upgrade of Ampelia CS Moderate/ Considerable Duplicated sec on Length (km) Maximum upgrade of Nea Messimvria CS Full Pa ma – Nea Messimvria 410 Considerable Par al Katerini - Livadia 250 Moderate Small Limited Rapsani - Brallos 160 Small None Expansion Project 11 The es mated cost of each of the above-men oned duplica on projects is given in the table below: Expansion Project Duplicated sec on Length (km) Cost Es ma on (mill. €) Full Pa ma – Nea Messimvria 410 574 Par al Katerini - Livadia 250 350 Limited Rapsani - Brallos 160 224 The es mated cost of each of the above-men oned Compressor Sta on (CS) upgrades is given in the table below: Upgrade of Cost Nea Es ma on Messimvria CS (mill. €) Upgrade of Ampelia CS Cost Es ma on (mill. €) Considerable 67.5 Considerable 60 Moderate 45 Moderate 30 Small 22.5 None - In order to es mate the ﬁnal cost of the expansion projects, the cost of the CSs upgrades proposed in the Table above must be added to the duplica on cost per expansion project (Full, Par al or Limited). However, this cost can be accurately es mated only a er the submission of the binding requests since the upgrade of the CSs is strongly dependent on the actual capacity requested per entry/exit point. At this phase DESFA has es mated the maximum CS upgrade needed per expansion project (Full, Par al or Limited). These maximum CS upgrades correspond to respec ve maximum investment costs. A er the submission of the binding requests, DESFA will evaluate the level of the CS upgrades and the relevant costs, the currently es mated maximum values of which are presented in the tables above. New entry points In addi on to the abovemen oned costs, the commercial opera on of all non-exis ng entry points requires the realiza on of other necessary connec on projects to DESFA’s System, such as M/R Sta ons and connec on pipelines. These connec on costs will be borne by the Project Promoters of the respec ve projects (FSRUs), through a Connec on Fee and/or an Addi onal Connec on Fee, as provided for in ar cle 24 of the Tariﬀ Regula on. Project Promoters that have not received an Evalua on Study relevant to their Applica on by the launch of the Binding Phase of the Market Test and by way of deroga on from the provisions of ar cle 95B of the NNGS Network Code, shall receive the Evalua on Study no later 12 than thirty

(30)days a er the date of “Execu on of GTAs” of Sec on 4.2. Said Evalua on Studies shall take also into account the results of the Binding Phase of the Market Test (for example whether the EVT is posi ve or whether capacity has been allocated to the relevant new entry point etc.). The Project Promoters shall have to accept, in wri ng and without reserva ons, the aforemen oned Evalua on Study and the condi ons set therein, no later than thirty

(30)days from the date of their submission by DESFA, otherwise their Applica on shall be rejected. In case of acceptance of the Evalua on Study, DESFA shall invite, within ﬁ een

(15)days as of said acceptance, the respec ve Project Promoters to proceed with an FID for their projects and sign a Connec on Agreement with DESFA at the latest by the Stepout Deadline, with regard to the construc on of the respec ve Connec on Project. Project Promoters that have received an Evalua on Study relevant to their Applica on by the launch of the Binding Phase of the Market Test but have not signed an Advance Reserva on of Capacity Agreement by the launch of the Binding Bidding Phase of Sec on 4.2, in case the EVT is posi ve and capacity is allocated to the respec ve entry point through the Market Test, shall be invited to accept in wri ng and without reserva ons a technical study that will take into account the results of the Binding Phase of the Market Test no later than thirty

(30)days a er the date of “Execu on of GTAs” of Sec on 4.2 and, by the Step-out Deadline, to proceed with an FID for their projects and to sign a Connec on Agreement with regard to the construc on of the respec ve Connec on Project. For the avoidance of doubt, the procedure under these Guidelines does not prejudice any applica on for future transmission capacity already submi ed to DESFA under the provisions of the NNGS Network Code. Project Promoters that have signed an Advance Reserva on of Capacity Agreement, according to ar cle 95D of the NNGS Network Code, but have not signed a Connec on Agreement by the launch of the Binding Bidding Phase of Sec on 4.2, in case the EVT is posi ve and capacity is allocated to the respec ve entry point through the Market Test, shall be invited to accept in wri ng and without reserva ons a technical study that will take into account the results of the Binding Phase of the Market Test no later than thirty

(30)days a er the date of “Execu on of GTAs” of Sec on 4.2 and, by the Step-out Deadline, to proceed with an FID for their projects and to sign a Connec on Agreement with regard to the construc on of the respec ve Connec on Project. For the avoidance of doubt, the procedure under these Guidelines does not prejudice any applica on for future transmission capacity already submi ed to DESFA under the provisions of the NNGS Network Code. Τhe Connec on Agreements executed in the context of this Market Test shall be dra ed in accordance with the content of ar cle 95E of the NNGS Network Code and sent to the Project Promoters, taking into account the provisions of and in alignment with the Guidelines, including the technical descrip on of the Connec on Project, the meline, the es mated Connec on Fee and Addi onal Connec on Fee as well as the required guarantees that the Project Promoters will have to provide for the fulﬁllment of said agreement. It is clariﬁed that, the capacity ﬁnally allocated to the abovemen oned new entry point(

s)cannot exceed the capacity ini ally requested by the Project Promoter(
s)through the relevant Applica on submi ed to DESFA, in accordance with Ar cle 95A of the Network Code. 13 It is clariﬁed that DESFA will perform the EVT (in line with the meline of Sec on 4.2 and simultaneously with the Incremental Capacity Process, according to the corresponding meline sec ons of the Project Proposals) considering the es mated cost of the selected Expansion Project (including the CSs upgrades) based on the outcome of the Market Test performed by DESFA according to the present Guidelines. 2. Offer Levels Through each of the DESFA System Expansion Projects described in Sec on 1.2.1, each of which has a diﬀerent cost and comple on date, the Oﬀer Levels described below are developed. The ﬁnal upgrade scenario will be decided on the basis of the outcome of the Binding Phase of the Market Test. For Kulata/Sidirokastro and Komo ni IPs, incremental capacity will be oﬀered as a bundled product to the Par cipants with the earliest possible star ng date being the relevant planned COD. In line with the provisions of ar cles 8.8 and 30.5 of the CAM NC, the TSOs Concerned, will set aside an amount of 10% of the capacity of the actually built incremental capacity to be oﬀered as short-term capacity. Incremental capacity refers to increase in technical capacity or possible new capacity created where none currently exists, subject to posi ve EVT, on top of exis ng technical capacity or new capacity that it is planned to be created based on the projects that have been uncondi onally included in the approved TYNDP 2023-32. The Oﬀer Level(
s)of Table 1 refer to the maximum levels of incremental capacity which can be oﬀered per Expansion Project and per Entry / Exit Point of DESFA System, individually. However, if during the Binding Bidding Phase, capacity is requested to more than one of the displayed Entry/Exit points, the constraints shown in Table 2 must be fulﬁlled simultaneously with the maximum levels of capacity of Table 1. In par cular, the sum of the Binding Bids at a speciﬁc Entry / Exit point cannot exceed the respec ve Oﬀer Level of Table 1 and, simultaneously, the sum of the Binding Bids of all Entry/Exit points belonging to the same Cluster with this speciﬁc point, cannot exceed the respec ve limit of Table 2. For the avoidance of any doubt, DESFA clariﬁes to the interested par es that at Kulata/Sidirokastro IP and at Komo ni IP, only ﬁrm bundled capacity at both sides of the IPs will be oﬀered. At all other points, only ﬁrm unbundled capacity at DESFA side of those points will be oﬀered. Table 1 Oﬀer Levels, referring to incremental capacity per individual Entry / Exit point of DESFA System. Entry / Exit Point of DESFA System Oﬀered Level (GWh/d/
y)Limited Expansion Par al Expansion Entry / Exit TSOs Full Expansion 14 Kulata/ Sidirokastro 31,9 94 94 Komo ni 47,9 47,9 47,9 55 94 94 46 77 165 51 51 86 86 103 103 Exit DESFA / Entry BULGARTRANSGAZ Exit DESFA / Entry ICGB Exit DESFA / Entry TAP Exit TAP / Entry DESFA Entry DESFA Entry DESFA 51 86 174,4 Entry DESFA 51 86 140,6 Entry DESFA 6,8 31 121 Entry DESFA Q4 2028 Q2 202914 Q4 2029 Nea Messimvria Nea Messimvria Amﬁtri 12 Kipi13 New Entry Point – ELPEDISON FSRU New Entry Point – ARGO FSRU New Entry Point – DIORYGA GAS FSRU Star ng Date In addi on, especially for Komo ni IP, Par cipants will be able to submit Binding Bids for capacity as of Q4 2026. On ICGB’s side of the IP (Entry ICGB) ﬁrm incremental capacity will be bundled with the Coupled Capacity (with Entry Amﬁtri or Kipi) on DESFA’s side of the IP (Exit DESFA). Par cipants shall submit Linked Bids to DESFA linking Amﬁtri or Kipi entry point to Komo ni IP (Exit DESFA). Binding Bids submi ed to DESFA as Linked Bids will be considered as bids for Coupled Capacity un l the star ng date of the selected Expansion Project. Binding Bids submi ed to DESFA as non-Linked Bids having a Start Gas Year prior to the star ng date of the selected Expansion Project will be curtailed for every Gas Year before the Gas Year including the star ng date of the selected Expansion Project. It should be noted that for the Gas Year including the star ng date of the selected Expansion Project, Binding Bids will be curtailed up to said star ng date. On DESFA’s side of the IP the oﬀer of the Coupled Capacity has as a prerequisite the comple on of the fourth unit of the projected CS at Komo ni, currently es mated to be completed within 2025. 12 The Oﬀer Levels for this entry point may be reduced according to the bookings of the annual yearly capacity auc ons (planned for 1st July 2024), since these are preceding the start of the Binding Bidding Phase 13 The Oﬀer Levels for this entry point may be reduced according to the bookings of the annual yearly capacity auc ons (planned for 1st July 2024), since these are preceding the start of the Binding Bidding Phase 14 Especially for the Kulata/Sidirokastro IP, the mutually agreed, between DESFA and BULGARTRANSGAZ, star ng date is within Q3 2029 15 For Kulata/Sidirokastro IP, Komo ni IP and Nea Messimvria IP, the capacity presented in Table 1 above is calculated by reducing the incremental capacity to be built by 10%, which will be oﬀered as short-term capacity. Table 2 Constraints of Clusters of Points Entry / Exit Point of DESFA System Kulata/ Sidirokastro IP Komo ni IP Nea Messimvria IP New Entry Point – ELPEDISON FSRU New Entry Point – ARGO FSRU Nea Messimvria IP Cluster Constraint (GWh/d/
y)Cluster Limited Expansion Par al Expansion Full Expansion Entry / Exit TSOs Exit DESFA / Entry BULGARTRANSGAS 1 55 94 151 Exit DESFA / Entry ICGB Exit DESFA / Entry TAP Entry DESFA Entry DESFA 2 51 86 174,4 Exit TAP / Entry DESFA Amﬁtri Entry DESFA Kipi IP Entry DESFA New Entry Point – ARGO FSRU New Entry Point – DIORYGA GAS FSRU Amﬁtri 15 Kipi IP15 Entry DESFA 3 51 86 165 Entry DESFA 415 51 86 103 Entry DESFA Entry DESFA 15 The capacity levels of this Cluster may be reduced according to the bookings of the annual yearly capacity auc ons (planned for 1st July 2024), since these are preceding the start of the Binding Bidding Phase. 16 Star ng Date 3. Q4 2028 Q216 2029 Q4 2029 Alternative allocation mechanism Further to the oﬀer of unbundled capacity, to the IPs and Entry Points described above, and in order to maximize the oﬀer of bundled ﬁrm capacity at Komo ni IP and Kulata/Sidirokastro IP, DESFA, in coopera on with the other TSOs Concerned according to the Project Proposals, will apply an Alterna ve Alloca on Mechanism (AAM) with an extended capacity booking horizon of 20 years a er the start of the opera onal use. The implementa on of the AAM for the alloca on of capacity at the IPs is in line with the provisions of ar cle 30.2 of CAM NC which requires the fulﬁlment of certain condi ons. The criteria envisaged under ar cle 30.2 of CAM NC for the poten al applica on of an AAM are fulﬁlled, since:    The Incremental Capacity Project involves at least three entry-exit systems, indica vely, DESFA System, IGB pipeline and BULGARTRANSGAZ System. The Non-binding demand indica ons received by DESFA, and the non-binding demand indica ons received by the TSOs Concerned in the non-binding phase of the Incremental Capacity Process, were linking more than one interconnec on point. The non-binding demand indica ons above concern capacity reserva ons of more than one

(1)year. DESFA intends to allow interested par es to submit Binding Bids on the following basis:   Requests at the IPs linking commitments at other IPs or Entry Points. Requests, condi onal on the alloca on of a minimum amount of capacity. Binding Bids will be processed subject to the Par cipants mee ng the requirements set out in Sec on 5.

In the event of conges on Sec on 5.4 applies.
Provisional Timeline This Sec on presents the meline for the next phases of the Market Test and provides es mates of the possible me needed for the realiza on of the incremental capacity. 4.1 Incremental capacity cycle timeline The Binding Phase will commence with the publica on of the Binding Phase No ce. The Binding Phase No ce will be published immediately a er RAEWW’ approval of the Guidelines. 16 Especially for the Kulata/Sidirokastro IP, the mutually agreed, between DESFA and BULGARTRANSGAZ, star ng date is within Q3 2029 17 Within the ini al two-month informa on phase commencing upon the issue of the Binding Phase No ce (the “Informa on Phase”), the par es interested in par cipa ng in the Binding Bidding Phase should complete their registra on to par cipate in the Binding Bidding Phase. Together with the Binding Phase No ce, DESFA will make available a list of the relevant documenta on that needs to be submi ed by the Par cipants for their registra on and the respec ve deadline for submission of such documenta on. Incremental capacity will be oﬀered a er the annual yearly capacity auc ons in July
DESFA shall oﬀer the incremental capacity together with the respec ve available capacity, if any, in the same process. Regarding the IPs where bundled capacity is oﬀered, only coordinated oﬀer levels with the TSOs Concerned shall be oﬀered. Following the end of the abovemen oned process, DESFA will proceed with the Economic Viability Test (EVT). In case of a posi ve EVT according to the provisions of Sec on 5.6 Par cipants to whom capacity has been allocated shall sign a Gas Transporta on Agreement (GTA) in respect to their Capacity Alloca on. The Binding Phase ends either in case the EVT is ﬁnally conﬁrmed as nega ve or in the cases foreseen in Sec on 5.
18 4.2 Milestone Timeline Milestones Launch of Binding Phase / Publica on of the No ce 1 Informa on Phase DESFA makes available a list of documenta on to be submi ed 2 Dates 2 May 2024 2 May 2024 - 1 July 2024 2 May 2024 Registra on Period 2 May - 24 June 2024 DESFA evaluates the applicants’ eligibility 25 June – 01 July 2024 Binding Bidding Phase 2 July – 30 September 2024 Bid Submission Window 2 July - 12 July 2024 Bid Evalua on Period 12 July – 31 July 2024 Preliminary Capacity Alloca on 1 August - 30 August 2024 Economic Viability Test Results published 31 August 2024 3 Capacity Alloca on 31 August 2024 4 Execu on of GTAs 30 September 2024 A er the ﬁnaliza on of the above-men oned steps, DESFA will inform RAEWW about the result of the EVT. In any case, DESFA may postpone, extend, or alter the above meline, if needed, in coordina on with the other TSOs Concerned and upon approval by the NRA(s). 4.3 Duration of project realization The investment upgrades related to DESFA, as men oned above, are part of the Market Test and subject to posi ve EVT in accordance with these Guidelines. Regarding Full Expansion Project, DESFA es mates that the dura on of the ac vi es from the design un l the commissioning of the projects needed will be approximately 60 months a er the date of “Execu on of GTAs” of Sec on 4.
Regarding Par al Expansion Project, DESFA es mates that the dura on of the ac vi es from the design un l the commissioning of the projects needed will be approximately 55 months a er the date of “Execu on of GTAs” of Sec on 4.
Regarding Limited Expansion Project, DESFA es mates that the dura on of the ac vi es from the design un l the commissioning of the projects needed will be approximately 50 months a er the date of “Execu on of GTAs” of Sec on 4.
In parallel, DESFA has included in the recent TYNDP 2023-2032 a duplica on project in the North-Eastern branch of DESFA System (Karperi-Komo ni branch). For DESFA, this project is considered as a prerequisite for the oﬀer of capacity at Komo ni IP and for the Oﬀer Levels of 19 incremental capacity in Kipi IP and Amﬁtri entry point, as described herein. In June 2023, with Decision Ε-68/2023 RAEWW approved the said project, which is expected to have been completed in Q2
Thus, irrespec ve of the expansion project that will be ﬁnally adopted by DESFA, ﬁrm capacity at Komo ni IP can be oﬀered only a er the ﬁnaliza on of the KarperiKomo ni project. Similarly, for Kipi IP and Amﬁtri entry point, incremental capacity through this process can be oﬀered only a er the implementa on of the same project. All other necessary investment upgrades described in Sec on 1.2 (M/R Sta ons and connec on pipelines) do not aﬀect the maximum me scales described hereabove. And will not alter the COD mes as described in Tables 1 and 2 of the Guidelines. In any case, it must be noted that the above-men oned meframes, which include major investments, are indica ve and will be clariﬁed during the technical studies phase, which will start a er the posi ve Economic Viability Test.
General rules and conditions for the Binding Phase This Sec on describes the general rules and condi ons that DESFA requires for the par cipa on of interested par es in the Binding Phase. The Binding Phase will be open to all interested par es, including those that have not submi ed a non-binding demand indica on during the non-binding phase of the Incremental Capacity Process or the Market Test. Access to the transporta on service is permi ed impar ally and on an equal basis to all interested par es that possess the speciﬁc requirements as presented below in this document. Together with the Binding Phase No ce, DESFA will make available a list of the relevant documenta on that needs to be submi ed by the Par cipants for their eligibility to par cipate in the Binding Bidding Phase and the respec ve deadline for submission of such documenta on. 5.1 Participation criteria and registration The requirements referred to in this Sec on will apply to the Market Test Binding Phase carried out by DESFA. 5.1.1 Applicants will have to submit ﬁlled-in Binding Phase Registra on Forms to DESFA, which will be provided together with the Binding Phase No ce. The informa on to be submi ed by Applicants shall include (but not be limited to) the following informa on:   Company Name and Address. Name and contact details of Company Representa ve. Applicants must submit (within the required deadlines) all the documents needed, as described in this Sec on, and the Binding Phase No ce. At the end of the Registra on Period, DESFA will communicate to Applicants their eligibility to par cipate in the Binding Bidding Phase. 20 5.1.2 By par cipa ng in a Binding Bidding Phase, each Par cipant will be required to accept that:      the Capacity Alloca on is subject to the posi ve outcome of the EVT; in case of a nega ve outcome of the EVT, DESFA shall return the Binding Bid Guarantee submi ed with the Binding Bid and no transmission capacity will be contractually or otherwise allocated; in case of a posi ve outcome of the EVT DESFA will proceed with the Capacity Alloca on, and the successful Par cipant shall enter into a GTA for the capacity allocated to him and present to DESFA the GTA Guarantee described in Sec on 5.7; in case a Par cipant is not allocated incremental capacity a er a posi ve EVT, the Binding Bid Guarantee shall be returned; and if the Par cipant is allocated capacity but the GTA between the TSO and the Par cipant is not executed between the relevant Par es or does not, for any reason, become fully eﬀec ve, sub-sec on 5.1.6 applies. 5.1.3 Applicants will be required to state the possession of or submit to DESFA relevant requirements deﬁned in the NNGS Network Code, Annex I of the NNGS Standard Transmission Agreement and the relevant Applica on. Only Transmission Users, as deﬁned in the NNGS Network Code, can submit binding bids for capacity in DESFA System, in the Binding Bidding Phase. The speciﬁc requirements that must be fulﬁlled by the interested par es will be deﬁned in detail in the Binding Phase No ce. DESFA shall not allow any interested party to submit Binding Bids if these requirements are not met and even if submi ed shall be rejected for this reason. Any statement of possession of requirements (requests, commitments, declara ons or acceptances), as well as any request/communica on or expression of will, made by the Applicant, including via the relevant func onality of DESFA’s website, cons tutes a formal obliga on and commitment on the part of the Par cipant, which accepts – even in respect of third par es – any and all liability arising from any breaches/errors or omissions. 5.1.4 Each Par cipant shall present to DESFA one guarantee (Binding Bid Guarantee), within the Bid Submission Window, equal in value to the sum of 20% of the maximum annual capacity charge (based on the relevant Reference Price including any mandatory premium) of each request for each IP and direc on (be it entry DESFA or exit DESFA) and for each Entry Point for which the Par cipant requests capacity. For the calcula on of the maximum annual capacity charge the maximum sum of the Reference Price and the respec ve Mandatory Minimum Premium per Oﬀer Level and direc on (be it entry DESFA or exit DESFA), according to Sec on 6, shall be used, i.e.:   for entry DESFA: 4,8047941 €/(kWh/h)/y; for exit DESFA: 5,9688396 €/(kWh/h)/y. The Binding Bid Guarantee shall have a dura on and shall be valid un l two

(2)months from the execu on of the GTAs according to Sec on 4.

The Binding Bid Guarantee shall be cashable at ﬁrst request of DESFA and issued by any Greek ﬁnancial ins tute supervised by the ECB (systemic Banks, namely any of Alpha Bank, Eurobank, Na onal Bank of Greece and 21 Piraeus Bank) including their subsidiaries or any Greek branch of an interna onally reputable bank with a minimum investment grade credit ra ng from the following Agencies: BBB at Standard and Poor’s, BBB at Fitch or Baa3 at Moody’s, or any interna onally reputable bank with a minimum investment grade credit ra ng (as described above), or any subsidiary of an interna onally reputable bank with a minimum investment grade credit ra ng (as described above), or any subsidiary of an interna onally reputable bank without a minimum investment grade credit ra ng (or without any ra ng at all), provided that it is counter-guaranteed by any interna onally reputable bank with a minimum investment grade credit ra ng (as described above); which has been approved in advance by DESFA, at its sole discre on. 5.1.5 The Reference Prices, according to the provisions of the Tariﬀ Regula on, and the Mandatory Minimum Premium as approved by RAEWW, will be published on DESFA’s website during the Informa on Phase. Binding Bids by Par cipants will be accepted only within the limits of the Binding Bid Guarantee, and, if not, capacity requested for each IP and direc on (be it entry DESFA or exit DESFA) and Entry Point for which the Par cipant has requested capacity shall be curtailed on a pro-rata basis. By submi ng a binding request to DESFA, the Par cipant accepts that said request will cons tute an irrevocable commitment to enter into a GTA with DESFA, subject to posi ve EVT. 5.1.6 The Binding Bid Guarantee provided to DESFA by each Par cipant will be returned to such Par cipant as follows:    Once the EVT is ﬁnally determined to be nega ve (in accordance with the provisions of Sec on 5.6), all Binding Bid Guarantees will be returned to Par cipants, or Once DESFA conﬁrms that the Par cipant will not be allocated capacity, the Binding Bid Guarantee will be returned to such Par cipant, or Once the Par cipant is allocated incremental capacity at and upon the presenta on to DESFA of the GTA Guarantee described in Sec on 5.7, the Binding Bid Guarantee will be returned to such Par cipant. 5.2 Binding Bid process During the Binding Bidding Phase, Participants will have to submit their Binding Bids for incremental capacity products to DESFA. In case of submission of a Binding Bid that includes Komotini IP and/or Kulata/Sidirokastro IP, Participants will also have to submit binding bids for incremental capacity products to the TSO Concerned in the Incremental Capacity Process of the relevant IP. Binding Bids submitted to DESFA and the TSO Concerned for each relevant IP should match, having identical start and end dates, and identical capacity requested per gas year. For Binding Bids that do not meet these requirements DESFA and the other TSO Concerned shall apply the ‘lesser-of’ rule, for every year of mismatch. Participants shall specify in each Binding Bid:  Ιf a Binding Bid is a Linked Bid as per the indications from the Binding Bid Form.  The capacity requested (in kWh/day). Capacity requested cannot exceed the maximum incremental capacity on offer at the IPs or Entry Points, as defined in Section
 The requested start date (Gas Year). 22  The requested end date (Gas Year).  Indication whether capacity reduction is acceptable or not. Participants must also indicate whether they will accept a reduction in their Capacity Allocation (and up to which amount) if there is congestion and their bid happens to be marginal. For Linked Bids, any reduction in capacity at an IP or Entry Point where the Linked Bid is assessed as being marginal will result in an equal reduction in incremental capacity at the linked IP/Entry Point (it should be noted that bundled capacity is reduced by the same amount at both sides of an IP). Incremental capacity in IPs will be offered jointly with the TSOs Concerned as bundled products to Participants for a minimum duration of 3 (three) consecutive years, with the earliest possible Gas Year being the Gas Year that includes the earliest starting date of the Offer Levels provided (according to Section 2) and the latest possible Gas Year for capacity being Gas Year 2048/
Especially for Komotini IP the latest possible Gas Year is 2045/
Participants may submit only one Binding Bid for each IP and Entry point, with the exception of Linked Bids in which case an entry point may be linked with multiple exit points. As a basic rule, in a single Binding Bid, Participants may specify only one value of incremental capacity for all gas years requested. A Binding Bid may however indicate a ramp-up over the first two years of the period to which the Binding Bid relates, with a minimum value for the first year of 40% of capacity and 70% for the second year and/or a ramp-down over the last two years of the period to which the Binding Bid relates, with a minimum value for the second last year of 70% of capacity and 40% for the last year. A Binding Bid does not have to specify a bid price, as the price applicable to the incremental capacity for the purposes of the evaluation process shall be equal to the relevant Reference Price plus the Mandatory Minimum Premium where applicable. By submitting a Binding Bid Form, a Participant will be deemed to have agreed to the terms and process set out in the Guidelines and the Binding Phase Notice of DESFA, including the process regarding the overall Guidelines and the potential liability of the Participant in connection with a GTA not being executed between the relevant parties or not becoming fully effective in accordance with its terms and/or the termination or modification of the Market Test process (see further detail in Section 5.1 and 5.7). With regard to the Komotini IP and Kulata/Sidirokastro IP, registration documentation and Binding Bids for incremental capacity products submitted to DESFA during the Binding Bidding Phase shall be considered as if they were also submitted to DESFA within the context of the Incremental Capacity Process. Registration documentation and Binding Bids submitted to DESFA within the context of the Incremental Capacity Process concerning the Komotini IP and Kulata/Sidirokastro IP shall be considered as if they were also submitted to DESFA within the context of the Market Test. No other Binding Bid shall be required to be submitted by the Participants to DESFA and, if submitted, shall be rejected. In a Linked Bid the entry capacity requested at an IP or Entry Point must equal the exit capacity requested at the linked IP, otherwise DESFA shall apply the ‘lesser-of’ rule between the linked points for every year of mismatch. For DESFA System, Linked Bids are considered as bids for firm entry and firm exit capacity. DESFA shall have the right to convert a Linked Bid to a Coupled Capacity product in case this turns a negative EVT to positive, unless the Participant has explicitly declared, in its Binding Bid, its non-acceptance for such conversion. 23 In relation to the allocation of bundled capacity, in the event of a delay or misalignment in the COD for an adjacent TSO, DESFA has no responsibility whatsoever due to such delay towards the Participant. However, DESFA has the right (but not obligation) to agree and implement ways of mitigating the consequences of such delay or misalignment, including by making adjustments to any bundled Capacity Allocation as may be agreed with the relevant Participant. Any such mitigation should be finally neutral to DESFA. The respective annual capacity charge by DESFA (according to the provisions of the Tariff Regulation, as approved by RAEWW) to be used as Reference Price for the duration of the initial incremental capacity requests and the Mandatory Minimum Premium (charged on top of the relevant Reference Price in accordance with article 33 of Commission Regulation (EU) 2017/460), will be published on DESFA’s website during the Information Phase, subject to the approval of RAEWW. There will be no other additional auction premia charged. Bids will have to be submitted within the Bid Submission Window in accordance with the instructions that will be provided in the Binding Phase Notice. 5.3 Bid evaluation At the end of the Bid Submission Window, DESFA will assess the received Binding Bids by DESFA for completeness and compliance with the requirements set out under the Guidelines and the Binding Phase Notice (including, where capacity is being made available as bundled capacity, that equal Binding Bids have been submitted to the TSOs Concerned in the Incremental Capacity Process). Binding Bids accepted at this stage will be considered for the preliminary Capacity Allocation procedure of Section 5.
In case of rejection of a Binding Bid, DESFA shall (without prejudice to the procedure applicable to Equal Marginal Bids) notify the relevant Participant of such rejection and the other TSOs Concerned, when applicable, within 5 Business Days from the end of the Bid Submission Window. For the avoidance of doubt, DESFA shall have no liability whatsoever to the other TSOs Concerned, the relevant Participant or any other party in connection with such rejection. 5.4 Preliminary Capacity Allocation Procedure (Bid Ranking) Ιn case at the time of the Binding Bidding Phase there is capacity already available at a point, DESFA will first allocate to the Participants at that point the already available capacity and, subsequently, the incremental capacity. If, according to the aforementioned procedure, no incremental capacity is allocated at that point and no incremental capacity is allocated at other points of the DESFA System that are linked to that point by at least one Linked Bid: a) The available capacity at that point shall not be allocated to the Participants, and b) DESFA shall exclude from the EVT calculations the revenues from the Binding Bids at that point. The rules for preliminary capacity allocation of incremental capacity are described below: 5.4.1 For each year, the sum of Binding Bid capacity requests is calculated for each IP and Entry Point. The minimum Expansion Project satisfying all Binding Bids is 24 selected, taking into account the available capacity at each point. In case it is not possible to satisfy all Binding Bids even with the Full Expansion Project, the Full Expansion Project is selected. 5.4.2 DESFA ranks Participants according to the aggregate NPV of the revenues (including the respective Reference Price and Mandatory Minimum Premium) from their Binding Bids for incremental capacity, taking into account all submitted Binding Bids of each Participant. In case of Linked Bids, the NPV includes revenues in DESFA System from both the entry component of the IP or Entry Point, and the exit component of the linked IP of the bid. 5.4.3 An IP or Entry Point shall be considered congested when the sum of the Binding Bid capacity requests at that IP or Entry Point exceeds the respective Offer Level according to Section
5.4.4 Without prejudice to paragraphs 5.4.6, 5.4.7, 5.4.8 and paragraph 5.4.10, if no IP or Entry Point is congested, capacity is preliminarily allocated to the Participant with the highest ranking, and the Binding Bids of said Participant for all IPs or Entry Points are satisfied. 5.4.5 Without prejudice to paragraphs 5.4.6, 5.4.7, 5.4.8 and paragraph 5.4.10, if there is congestion at an IP or Entry Point, capacity at that IP or Entry Point is preliminarily allocated to the Participant with the highest ranking. Subsequently, the Binding Bid of the next Participant (i.e. the one with the immediately lower ranking) is examined. If this is a Marginal Bid, the remaining incremental capacity is allocated to said Participant, unless the Participant has explicitly declared, in its Binding Bid, non-acceptance of such a capacity reduction. If the Participant with the Marginal Bid has declared non-acceptance of capacity reduction, the remaining capacity is allocated to the Participant with the immediately lower ranking, if any, and so on. 5.4.6 Further to the ranking and curtailment process described in 5.4.2 to 5.4.5 above, DESFA examines if there is congestion at one or more Clusters. A Cluster shall be considered congested when the sum of the Binding Bid capacity requests at that Cluster exceeds the respective Offer Level, according to Section
5.4.7 If no Cluster is congested, the capacity allocated to Participants at all IPs or Entry Points is the one calculated as per the process described in 5.4.2 to 5.4.5 above. 5.4.8 If there is congestion at a Cluster, DESFA, maintaining the ranking of Participants according to 5.4.1 above, ranks the Binding Bids (or the residual Binding Bids if curtailed according to 5.4.5 above) of each Participant according to the NPV of each Binding Bid. In case of Linked Bids, the NPV includes revenues in DESFA System from both the entry component of the IP or Entry Point, and the exit component of the linked IP of the bid. At the congested Cluster, the Binding Bid with the highest ranking of the Participant with the highest ranking is satisfied first. In turn, the next Binding Bid (i.e. the one with the immediately lower ranking) of the same Participant will be satisfied. If this is a Marginal Bid, the remaining incremental capacity is allocated to the Participant, unless the Participant has explicitly declared, in its Binding Bid, non-acceptance of such a capacity reduction. If the Participant of such Marginal Bid has declared non-acceptance of capacity reduction, the Binding Bid with the highest ranking of the Participant with the immediately lower ranking, if any, will be satisfied, and so on. 25 5.4.9 In case two or more Marginal Bids have the same ranking (Equal Marginal Bids), Section 5.5 shall apply. 5.4.10 For Linked Bids, any reduction in capacity at an IP or Entry Point where the Linked Bid is assessed as being marginal will result in an equal reduction in capacity at the linked IP/Entry Point. 5.4.11 If DESFA curtails any Binding Bid at an IP where capacity is made available as bundled capacity, the bundled Binding Bid submitted to the other TSO Concerned in the Incremental Capacity Process will also be curtailed to the same extent, according to the Project Proposals. The outcome of the process above shall be the selected Expansion Project, the respec ve Oﬀer Level per IP/Entry Point and the preliminary capacity allocated per Par cipant and per IP/Entry Point. DESFA shall coordinate these results, along with the Binding Bids received to the TSOs Concerned in line with the meline of Sec on 4.
5.5 Allocation of Equal Marginal Bids (EMB) In case two or more Marginal Bids have the same ranking according to Sec on 5.4 (Equal Marginal Bids), the Equal Marginal Bids shall be curtailed on a pro-rata basis so that there is no Marginal Bid remaining. 5.6 Economic Viability Test The EVT takes into account (i) the present value of the es mated increase in DESFA’s allowed revenue associated with the incremental capacity included in the respec ve Oﬀer Level mul plied by the f-factor (see Sec on 5.11) and (ii) the present value of Bin

🔗 Στην επίσημη πηγή

Επεξήγηση AI βάσει του επίσημου κειμένου του νόμου. Ενδεικτική, δεν υποκαθιστά νομική συμβουλή.