ΑΠΟΦΑΣΗ ΚΛΑΔΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΗΣ ΡΑΑΕΥ ΥΠ’ ΑΡΙΘΜ. Ε-94/2024 Έγκριση της Πρ

ΑΠΟΦΑΣΗ ΚΛΑΔΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΗΣ ΡΑΑΕΥ ΥΠ’ ΑΡΙΘΜ. Ε-94/2024 Έγκριση της Πρότασης Έργου Επαύξησης Δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Kulata-Σιδηρόκαστρο σύμφωνα με τις διατάξεις του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/45 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-94/2024 Έγκριση της Πρότασης Έργου Επαύξησης Δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Kulata-Σιδηρόκαστρο σύμφωνα με τις διατάξεις του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459 Ο Κλάδος Ενέργειας της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων 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 Kανονισμού (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.
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. 1
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 και ισχύει, και ιδίως των άρθρων 1-
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 Ε142/2023 (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 20232032» (Β’ 5595/2023).
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 υπ’ 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 2 εγκατάστασης ΥΦΑ στη Ρεβυθούσα και τις διασυνδέσεις του ΕΣΦΑ με άλλα συστήματα της 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 τις 1 Ιουνίου
Τις από 3.7.2023 ανακοινώσεις ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και Bulgartransgaz EAD σχετικά με την εκκίνηση της Διαδικασίας Επαύξησης 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 EAD και αναρτήθηκε στις ιστοσελίδες τους στις 23 Οκτωβρίου 20233 κατά τα οριζόμενα στο άρθρο 26 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
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
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).
Το υπ΄ αριθμ. Ε-15-45-10/16.04.2024 έγγραφο της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας και Υδάτων της Βουλγαρίας, EWRC, με θέμα: «Incremental Capacity Project Proposal for the Interconnection Point between the Gas Transmission System of the Republic of Bulgaria and 1 https://www.desfa.gr/regulated-services/transmission/market-test/expansion-greek-system 2 https://www.desfa.gr/userfiles/5fd9503d-e7c5-4ed8-9993-a84700d05071/%ce%9c%ce%a4%20DAR-%20vf.pdf 3ΔΕΣΦΑ:https://www.desfa.gr/userfiles/5fd9503d-e7c5-4ed8-9993-a84700d05071/DESFA- BTG%20DAR%20for%20Sidirokastro%20-%20final%20version%20-%2020-10-2023.pdf 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 3 the Gas Transmission System of the Republic of Greece – «Kulata/Sidirokastro» (ΡΑΑΕΥ Ι371714/16.04.2024).
Το υπ΄ αριθμ. O-109683/19.04.2024 έγγραφο της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων προς τη Ρυθμιστική Αρχή της Βουλγαρίας με θέμα: «Opinion of RAEWW on the Project Proposal of DESFA and BULGARTRANSGAZ for the Incremental Capacity Process 2023 for the Kulata/Sidirokastro IP».
Το υπ΄ αριθμ. E-15-45-10/23.04.2024 έγγραφο της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας και Υδάτων της Βουλγαρίας, EWRC, με θέμα: «Incremental Capacity Project Proposal for the Interconnection Point between the Gas Transmission System of the Republic of Bulgaria and the Gas Transmission System of the Republic of Greece – «Kulata/Sidirokastro» (ΡΑΑΕΥ Ι372328/24.04.2024).
Την από 22.04.2024 ηλεκτρονική επιστολή του ΔΕΣΦΑ Α.Ε. με θέμα «Υποβολή Κατευθυντήριων Γραμμών για την διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Δοκιμής Αγοράς στο ΕΣΦΑ» (αριθμ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ I-372169/23.04.2024).
Την υπ’ αριθμ. Ε-93/2024 Απόφαση του Κλάδου Ενέργειας της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων με την οποία εγκρίθηκαν οι Κατευθυντήριες Γραμμές για τη διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Διαδικασίας Επαύξησης Δυναμικότητας
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. 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 ΡΑΑΕΥ ζητεί από τους αρμόδιους Διαχειριστές των Συστημάτων Μεταφοράς να υποβάλουν, κατά 4 περίπτωση, σχετική γνώμη ή τους κανόνες διαχείρισης συμφόρησης, συμπεριλαμβανομένης της κατανομής δυναμικότητας. Η ΡΑΑΕΥ συνεργάζεται, για τον σκοπό αυτόν, με τις ρυθμιστικές αρχές άλλων χωρών με τις οποίες υφίσταται διασύνδεση. Επειδή, 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. Η πρόταση του έργου δημοσιεύεται επίσης από τους εμπλεκόμενους διαχειριστές συστημάτων μεταφοράς σε μία ή περισσότερες επίσημες γλώσσες του κράτους μέλους και, στο μέτρο του δυνατού, στα αγγλικά και περιλαμβάνει τουλάχιστον τις ακόλουθες πληροφορίες: α) όλα τα επίπεδα προσφοράς, τα οποία αντικατοπτρίζουν το εύρος της αναμενόμενης ζήτησης για επαυξημένη δυναμικότητα στα σχετικά σημεία διασύνδεσης, ως αποτέλεσμα των διαδικασιών που προβλέπονται στο άρθρο 27 παράγραφος 3 και στο άρθρο 26· β) τους γενικούς κανόνες και όρους που πρέπει να αποδεχτούν οι χρήστες του δικτύου για να συμμετάσχουν και να έχουν πρόσβαση στη δυναμικότητα κατά το δεσμευτικό στάδιο κατανομής δυναμικότητας της διαδικασίας επαυξημένης δυναμικότητας, συμπεριλαμβανομένων τυχόν εξασφαλίσεων που πρέπει να παρέχονται από τους χρήστες του δικτύου και του τρόπου με τον οποίο αντιμετωπίζονται συμβατικά πιθανές καθυστερήσεις στην παροχή της δυναμικότητας ή η περίπτωση διακοπής του έργου· γ) τα χρονοδιαγράμματα του έργου επαυξημένης δυναμικότητας, συμπεριλαμβανομένων τυχόν αλλαγών από τη διαβούλευση που περιγράφεται στο άρθρο 27 παράγραφος 3, καθώς και τα μέτρα για την πρόληψη των καθυστερήσεων και την ελαχιστοποίηση των επιπτώσεων των καθυστερήσεων· δ) τις παραμέτρους που ορίζονται στο άρθρο 22 παράγραφος 1· ε) κατά πόσον μπορεί κατ' εξαίρεση να απαιτηθεί εκτεταμένος χρονικός ορίζοντας για τη σύναψη σύμβασης δυναμικότητας για επιπλέον χρονικό διάστημα έως και 5 έτη πέραν της κατανομής έως και 15 έτη μετά την έναρξη της επιχειρησιακής χρήσης, σύμφωνα με το άρθρο 30· στ) κατά περίπτωση, τον προτεινόμενο εναλλακτικό μηχανισμό κατανομής, συμπεριλαμβανομένης της αιτιολόγησής του, σύμφωνα με το άρθρο 30 παράγραφος 2, καθώς και τους όρους που έχουν εγκριθεί από τον διαχειριστή συστήματος μεταφοράς για το δεσμευτικό στάδιο, σύμφωνα με το άρθρο 30 παράγραφος 3· 5 ζ) όταν για το έργο επαυξημένης δυναμικότητας ακολουθείται προσέγγιση σταθερής τιμής, τα στοιχεία που περιγράφονται στο άρθρο 24 στοιχείο β) του κανονισμού (ΕΕ) 2017/
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 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/
Μετά τη δημοσίευση των αποφάσεων των αρμόδιων εθνικών ρυθμιστικών αρχών σύμφωνα με την παράγραφο 2 και το αργότερο 2 μήνες πριν από την προσφορά της επαυξημένης δυναμικότητας στην ετήσια δημοπρασία ετήσιας δυναμικότητας, οι διαχειριστές συστημάτων μεταφοράς δημοσιεύουν από κοινού ανακοίνωση, σε μία ή περισσότερες από τις επίσημες γλώσσες του κράτους μέλους και, στο μέτρο του δυνατού, στα αγγλικά, η οποία περιλαμβάνει τις εξής ελάχιστες πληροφορίες: α) τις πληροφορίες που ορίζονται στην παράγραφο 1, όπως έχουν εγκριθεί από τις εθνικές ρυθμιστικές αρχές· β) υπόδειγμα της/των σύμβασης/-εων που σχετίζονται με την προσφερόμενη δυναμικότητα». 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 6 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 των παραγράφων 8 και 9 του άρθρου 8 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459: «
Στην περίπτωση επαυξημένης δυναμικότητας, ποσότητα τουλάχιστον ίση με το 10 % της επαυξημένης τεχνικής δυναμικότητας στο σχετικό σημείο διασύνδεσης παρακρατείται και προσφέρεται το νωρίτερο κατά την ετήσια δημοπρασία τριμηνιαίας δυναμικότητας όπως προβλέπεται στο άρθρο 12, η οποία πραγματοποιείται σύμφωνα με το χρονοδιάγραμμα δημοπρασιών κατά το έτος φυσικού αερίου που προηγείται της αρχής του σχετικού έτους φυσικού αερίου.
Το ακριβές ποσοστό δυναμικότητας που πρέπει να παρακρατείται σύμφωνα με τις παραγράφους 6 και 8 αποτελεί αντικείμενο διαβούλευσης με τους εμπλεκόμενους παράγοντες, ευθυγράμμισης (συμφωνίας) των διαχειριστών συστήματος μεταφοράς και έγκρισης από τις εθνικές ρυθμιστικές αρχές σε κάθε σημείο διασύνδεσης. Οι εθνικές ρυθμιστικές αρχές εξετάζουν ιδίως τη σκοπιμότητα παρακράτησης μεγαλύτερων μεριδίων δυναμικότητας με βραχύτερη διάρκεια, ώστε να αποφευχθεί η παρακώλυση της λειτουργίας των κατάντη αγορών εφοδιασμού». 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, 7 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 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, τα συστήματα μεταφοράς φυσικού αερίου του ΔΕΣΦΑ και της Bulgartransgaz είναι πλήρως ρυθμιζόμενα Συστήματα Μεταφοράς, συνεπώς στα Σημεία Διασύνδεσής τους (Interconnection Points, IPs) έχει άμεση εφαρμογή ο Κανονισμός (ΕΕ) 2017/
Β. Επί της Δοκιμής Αγοράς του ΕΣΜΦΑ Επειδή, όπως έχει αποτυπωθεί αναλυτικά στις αποφάσεις για την έγκριση των δεκαετών Προγραμμάτων Ανάπτυξης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου – ΕΣΦΑ (σχετικά 7 και 8), η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας κάλεσε τον Διαχειριστή αυτού, ΔΕΣΦΑ Α.Ε. να εκπονήσει Δοκιμή Αγοράς (Market Test) με σκοπό να διερευνήσει το ενδιαφέρον μερών για δέσμευση μελλοντικής αδιάλειπτης δυναμικότητας στο ΕΣΦΑ προκειμένου να σχεδιάσει τα απαραίτητα έργα τεχνικής αναβάθμισης αυτού, τα οποία θα μπορούν να καλύπτουν τις ανάγκες άνω του ενός ενδιαφερόμενων μερών, μειώνοντας έτσι το κόστος ανά ενδιαφερόμενο μέρος και αυξάνοντας τις πιθανότητες υλοποίησης των έργων αυτών. Επειδή, η βέλτιστη πρακτική4 για την εν γένει διεξαγωγή Δοκιμών Αγοράς (Market Tests) περιλαμβάνει δύο στάδια προσφορών, ένα μη δεσμευτικό και ένα δεσμευτικό, ακολουθούμενα από την τελική επενδυτική απόφαση (Final Investment Decision, FID) βάσει της εκτιμώμενης οικονομικής αποδοτικότητας του έργου. 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 1 η Ιουνίου 2023 (σχετικό 11). Σύμφωνα με τα στοιχεία της Έκθεσης Εκτίμησης Ζήτησης για την επέκταση του ΕΣΦΑ που δημοσιεύθηκαν στην ιστοσελίδα του (σχετικό 12), είκοσι επτά εταιρείες 4Η βέλτιστη πρακτική έχει αποτυπωθεί και εξειδικευθεί για την περίπτωση της επαύξησης δυναμικότητας τόσο στον Κανονισμό (ΕΕ) 2017/459 για τα Σημεία Διασύνδεσης, όσο και στο Κεφάλαιο 12 του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ. 8 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, Κόρινθο, Βόλο και Θεσσαλονίκη. Ενδιαφέρον καταγράφηκε επίσης για δέσμευση μελλοντικής δυναμικότητας σε 30 Σημεία Εξόδου του ΕΣΦΑ, συμπεριλαμβανομένου του Κulata/Σιδηροκάστρου, το οποίο αποτελεί Σημείο Διασύνδεσης των εθνικών συστημάτων φυσικού αερίου της Ελλάδας και της Βουλγαρίας, για ροή φυσικού αερίου από Ελλάδα προς Βουλγαρία. Ειδικά για το Σημείο Διασύνδεσης μεταξύ των εθνικών συστημάτων μεταφοράς φυσικού αερίου της Ελλάδας και της Βουλγαρίας, Kulata-Σιδηρόκαστρο (EIC Code: 21Z0000000000020C), με βάση τα αποτελέσματα της μη δεσμευτικής φάσης του Market Test παρουσιάστηκε το ακόλουθο ενδιαφέρον: Α) Για κατεύθυνση ροής από Βουλγαρία προς Ελλάδα: Δέσμευση δυναμικότητας 73GWh/ημέρα για εννέα συνεχόμενα έτη φυσικού αερίου (2024 έως 2033) και δέσμευση δυναμικότητας 70 GWh/ημέρα για δύο έτη (2033/2034 και 2034/2035). Β) Για κατεύθυνση ροής από Ελλάδα προς Βουλγαρία: Δέσμευση δυναμικότητας για 27 έτη (2023-2050), η οποία ξεκινά από 90 GWh/ημέρα το έτος 2023/2024, ανέρχεται σε μέγιστη δυναμικότητα 200 GWh/ημέρα, τα έτη 2026-2029, και μειώνεται βηματικά κάτω από 50 GWh/ημέρα μετά το

Μόνο οι δυναμικότητες που ζητήθηκαν από Ελλάδα προς Βουλγαρία ξεπερνούν την τεχνική δυναμικότητα του Σημείου Διασύνδεσης, επομένως ο Διαχειριστής θα εξετάσει τη δυνατότητα επαύξησης της δυναμικότητας προς αυτή την κατεύθυνση. Με βάση τα μη δεσμευτικά αιτήματα που έλαβε και τους λοιπούς λειτουργικούς περιορισμούς του Συστήματος, ο ΔΕΣΦΑ ανέλυσε πιθανές αναβαθμίσεις του Συστήματος προκειμένου να ικανοποιήσει τα αιτήματα των ενδιαφερομένων και να προτείνει το Έργο Επαύξησης Δυναμικότητας. Επειδή, με το σχετικό 21 η εταιρεία ΔΕΣΦΑ Α.Ε. υπέβαλε την πρότασή της για τον καθορισμό των Κατευθυντηρίων Γραμμών βάσει των οποίων θα διεξαχθεί η δεύτερη, δεσμευτική φάση της Διαδικασίας Επαυξημένης Δυναμικότητας, η οποία περιλαμβάνει και την Πρόταση του Έργου Επαύξησης Δυναμικότητας. Βάσει της πρότασης αυτής o Κλάδος Ενέργειας της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων ενέκρινε τις κατευθυντήριες γραμμές για τη διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Διαδικασίας Επαυξημένης Δυναμικότητας και του Market Test του έτους 2023 (σχετικό 22), κατά τρόπο ώστε να συνδυαστεί κατάλληλα με την επαύξηση δυναμικότητας των Σημείων Διασύνδεσης από κοινού με τους γειτονικούς διαχειριστές όπως περιγράφεται στον Κανονισμό. Σύμφωνα με τις κατευθυντήριες γραμμές, προσφέρονται τρία Επίπεδα Προσφοράς (Offer Levels), που αφορούν πλήρη, μερική ή περιορισμένη επαύξηση του Συστήματος ως ακολούθως: 9 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 Καμία Μήκος (χλμ) Πάτημα-Νέα Μεσημβρία ΚατερίνηΛιβαδειά ΡαψάνηΜπράλος 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 ΕΣΜΦΑ) σε 701,5 εκ. € (για πλήρη επέκταση του ΕΣΦΑ), όπως αναλύεται στους ακόλουθους πίνακες. Πρόταση Επέκτασης ΕΣΦΑ Πλήρης Εκτίμηση κόστους Μερική 350 Περιορισμένη 224 (εκ. €) 574 Αναβάθμιση του Συμπιεστή στη Νέα Μεσημβρία Σημαντική Εκτίμηση κόστους (εκ. €) 67,5 Αναβάθμιση του Συμπιεστή στην Αμπελιά Μέτρια/Σημαντική Εκτίμηση κόστους (εκ. €) 60 Μέτρια 45 Μικρή 30 Μικρή 22,5 Καμία - Πρόταση Επέκτασης ΕΣΦΑ Εκτίμηση κόστους Εκτίμηση κόστους Εκτίμηση κόστους – για αναβάθμιση συμπιεστών (εκ. €) Σύνολο (εκ. €) Πλήρης 574 127,5 701,5 Μερική 350 75 425 Περιορισμένη 224 22,5 246,5 και συνολικά: για αγωγούς (εκ. €) Με βάση την πρόταση έργου, η ΔΕΣΦΑ Α.Ε. θα οριστικοποιήσει την εκτίμηση του κόστους, ανά πρόταση επέκτασης, μετά την ολοκλήρωση της δεσμευτικής φάσης, καθότι ειδικά η αναβάθμιση 10 των συμπιεστών 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. Σε κάθε περίπτωση, διευκρινίζεται ότι τα ανωτέρω κόστη είναι ενδεικτικά και θα οριστικοποιηθούν κατά τον λεπτομερή σχεδιασμό του έργου, σε περίπτωση που από την οικονομική δοκιμή για κάποιο επίπεδο προσφοράς προκύψει θετικό αποτέλεσμα. Επειδή, η νέα δυναμικότητα που θα δημιουργηθεί με την υλοποίηση των ως άνω έργων περιλαμβάνει επιπλέον δυναμικότητα μεταξύ των άλλων και στο Σημείο Διασύνδεσης Kulata/Σιδηρόκαστρο. Συνεπώς, δύο δεσμευτικές φάσεις θα ταυτοχρονιστούν και συνδυαστούν, ώστε ο ΔΕΣΦΑ να εκτιμήσει συνολικά τα αιτήματα της δεσμευτικής φάσης της εσωτερικής δοκιμής αγοράς σε όλα τα Σημεία Εισόδου και Εξόδου του Συστήματος και να προσδιορίσει το κατάλληλο επίπεδο επέκτασης, δηλαδή αν και ποιο Επίπεδο Προσφοράς θα υλοποιήσει. Συνεπώς, η Οικονομική Δοκιμή (Economic Viability Test, EVT) από την πλευρά του ΔΕΣΦΑ θα λάβει χώρα συνολικά για όλα τα Σημεία, περιλαμβανομένου του Σημείου Διασύνδεσης Kulata/Σιδηρόκαστρο. Γ. Περί του «Κάθετου Διαδρόμου» Επειδή, ο υφιστάμενος λεγόμενος «Κάθετος Διάδρομος» αποτελούσε στο παρελθόν τη βασική διαδρομή τροφοδότησης της ανατολικής Ευρώπης με ρωσικό αέριο μέσω Ουκρανίας. Αυτή η δίοδος έχει ήδη σε ένα βαθμό αντικατασταθεί (ιδίως εξαιτίας προηγούμενων προστριβών μεταξύ Ρωσίας και Ουκρανίας) από τη δίοδο μέσω Κασπίας και Τουρκίας (Turkish Stream), από την οποία τροφοδοτούνται τα τελευταία χρόνια τα Βαλκάνια (Βουλγαρία και από εκεί Ελλάδα και Ρουμανία). Ο πόλεμος στην Ουκρανία και η επακόλουθη ενεργειακή κρίση και η προσπάθεια της Ευρωπαϊκής Ένωσης για απεξάρτηση από το ρωσικό φυσικό αέριο έχουν επιφέρει σημαντική μεταβολή στις ροές του φυσικού αερίου στην Ευρώπη. Οι συνθήκες αυτές οδήγησαν στη δημιουργία της νέας πρωτοβουλίας «Κάθετος Διάδρομος Αερίου» («Vertical Gas Corridor»), κοινή πρωτοβουλία των Διαχειριστών (από νότο προς βορρά): ΔΕΣΦΑ, Gastrade, ICGB AD, Bulgartransgaz EAD (Βουλγαρία), SNTGN Transgaz (Ρουμανία), FGSZ Ltd (Ουγγαρία), Eustream (Σλοβακία), GTSOU (Ουκρανία), Vestmoldtransgaz (Μολδαβία), η οποία προτείνει την αναβάθμιση και επέκταση της υπάρχουσας υποδομής διαμετακόμισης φυσικού αερίου των επτά χωρών για τη δημιουργία ενός νέου διαδρόμου διαμετακόμισης φυσικού αερίου υψηλότερης χωρητικότητας που θα αντιστρέψει την κατεύθυνση της ροής φυσικού αερίου σε ορισμένα τμήματα και θα επιτρέψει τη μεταφορά μεγαλύτερων όγκων φυσικού αερίου από την Ελλάδα στη Βουλγαρία, τη Ρουμανία, τη Μολδαβία, τη Σλοβακία, την Ουγγαρία και την Ουκρανία. Η πρωτοβουλία αυτή έχει υποστηριχθεί ισχυρά από την Ευρωπαϊκή Ένωση μέσω της πρωτοβουλίας της για την Ενεργειακή Συνδεσιμότητα της Κεντρικής και Νοτιοανατολικής Ευρώπης (CESEC). 11 Επειδή, προκειμένου οι Διαχειριστές να ανταποκριθούν έγκαιρα στην ανάπτυξη των υποδομών της περιοχής, δεδομένης της δυναμικής συγκυρίας της ενεργειακής αγοράς, κατά τις συναντήσεις που πραγματοποιήθηκαν, αποφάσισαν τη συντόμευση της 2ετούς περιόδου που προβλέπει ο Κανονισμός (ΕΕ) 2017/459 για την ολοκλήρωση της διαδικασίας Επαυξημένης Δυναμικότητας (Incremental Capacity Process) που ξεκίνησε το 2023 σε ένα μόνο έτος. Για να επιτευχθεί αυτό, η υποβολή των δεσμευτικών προσφορών πρέπει να λάβει χώρα τον Ιούλιο 2024 – ακριβώς μετά τις ετήσιες δημοπρασίες σύμφωνα με το ημερολόγιο δημοπρασιών του ENTSOG – και η Δεσμευτική Φάση της διαδικασίας πρέπει να έχει ολοκληρωθεί έως το τέλος Σεπτεμβρίου
Για τον λόγο αυτό, οι ανωτέρω Διαχειριστές έχουν ζητήσει από τις αρμόδιες Ρυθμιστικές Αρχές την εξέταση και έγκριση των Προτάσεων Έργων για τα Σημεία Διασύνδεσης που περιλαμβάνονται στον Κάθετο Διάδρομο έως το τέλος Απριλίου 2024, ώστε η δημοσίευση της κοινής Πρόσκλησης (Notice) να λάβει χώρα όχι αργότερα από 2 μήνες πριν την προσφορά της επαυξημένης δυναμικότητας, σύμφωνα με τον Ευρωπαϊκό Κανονισμό, ήτοι στις 2 Μαΐου
Δ. Επί της εισήγησης των Διαχειριστών για την πρόταση έργου επαύξησης δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης KulataΣιδηρόκαστρο Επειδή, ο Κανονισμός (ΕΕ) 2017/459 περιγράφει συγκεκριμένη Διαδικασία Επαυξημένης Δυναμικότητας (Incremental Capacity Process) που οφείλουν να ακολουθήσουν οι Διαχειριστές Συστημάτων Μεταφοράς φυσικού αερίου για την επαύξηση δυναμικότητας σε Σημεία Διασύνδεσης (Interconnection Points), μόνο, ήτοι σε σημεία που συνδέουν γειτονικά συστήματα εισόδου-εξόδου ή συνδέουν σύστημα εισόδου-εξόδου με γραμμή διασύνδεσης, στο μέτρο που τα σημεία αυτά αποτελούν αντικείμενο διαδικασιών δέσμευσης από χρήστες του δικτύου. Σύμφωνα με το Κεφάλαιο V του ανωτέρω Κανονισμού, κάθε μονό έτος, με έναρξη το έτος ισχύος του Κανονισμού, οι Διαχειριστές εκκινούν διαδικασία εκτίμησης ζήτησης για Επαυξημένη Δυναμικότητα. Η διαδικασία περιλαμβάνει διάφορα στάδια αρχίζοντας από την εκτίμηση ζήτησης και ολοκληρώνεται με την υλοποίηση έργων εάν η οικονομική δοκιμή για τουλάχιστον ένα επίπεδο προσφοράς φέρει θετικό αποτέλεσμα. Η εκτίμηση ζήτησης για Επαυξημένη δυναμικότητα περιλαμβάνει δύο στάδια: οι χρήστες δικτύου υποβάλουν τις μη δεσμευτικές προσφορές τους (εντός 8 εβδομάδων) και οι Διαχειριστές συστημάτων μεταφοράς συντάσσουν κοινή Έκθεση Εκτίμησης Ζήτησης (ΕΕΖ, Demand Assessment Report - DAR), επίσης εντός 8 εβδομάδων. Περαιτέρω, σύμφωνα με τα οριζόμενα στο Κεφάλαιο V του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459 στις 3 Ιουλίου 2023 οι Διαχειριστές των εθνικών συστημάτων μεταφοράς φυσικού αερίου της Ελλάδας και της Βουλγαρίας, ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και Bulgartransgaz, εκκίνησαν τη μη δεσμευτική φάση της διαδικασίας για την επαύξηση δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Kulata-Σιδηρόκαστρο, σύμφωνα με τα οριζόμενα στο Κεφάλαιο V του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
Οι Διαχειριστές έλαβαν μη δεσμευτικές προσφορές στην κατεύθυνση από Ελλάδα προς Βουλγαρία. Συγκεκριμένα 12 υποβλήθηκαν αιτήματα για τα έτη αερίου 2023-2043 με συνολική μέγιστη αιτηθείσα δυναμικότητα 155.920.768 kWh/ημέρα για το έτος αερίου 2028-2029 και αιτήματα από 111.770.823 kWh/ημέρα καθόλη την περίοδο από 2029 έως
Ακολούθως, οι Διαχειριστές εκπόνησαν από κοινού Έκθεση Εκτίμησης Ζήτησης, αξιολογώντας τα σχετικά αιτήματα, η οποία δημοσιεύτηκε στις ιστοσελίδες τους στις 23 Οκτωβρίου 2023 (σχετικό 14). Η κοινή ΕΕΖ κατέληξε στο συμπέρασμα ότι το μη δεσμευτικό ενδιαφέρον είναι επαρκές για την εκκίνηση της Φάσης Σχεδιασμού (Design Phase) για ένα έργο επαύξησης δυναμικότητας, σύμφωνα με το άρθρο 26 παρ. 2 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
Τον Ιανουάριο του 2024 οι δύο Διαχειριστές, ΔΕΣΦΑ και Bulgartransgaz, ακολουθώντας τις διατάξεις και τις προβλεπόμενες προθεσμίες του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459, διεξήγαγαν από κοινού δημόσια διαβούλευση, από τις 31.01.2024 έως τις 29.02.2024, επί του σχεδίου πρότασης του έργου επαυξημένης δυναμικότητας που διαμόρφωσαν, με στόχο να ικανοποιήσουν τα μη δεσμευτικά αιτήματα που υποβλήθηκαν στην πρώτη φάση της Διαδικασίας Επαυξημένης Δυναμικότητας. Η εταιρεία ΔΕΣΦΑ Α.Ε, με το σχετικό 17 έγγραφο υπέβαλε προς έγκριση την από κοινού πρότασή της με την Bulgartransgaz για το έργο επαύξησης δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης KulataΣιδηρόκαστρο σύμφωνα με τις διατάξεις του άρθρου 28 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
Λαμβάνοντας υπόψη τα μη δεσμευτικά αιτήματα που υποβλήθηκαν στην πρώτη φάση της διαδικασίας, οι Διαχειριστές προτείνουν τα ακόλουθα επίπεδα προσφοράς επαύξησης δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Kulata-Sidirokastro, για δέσμευση δυναμικότητας από Ελλάδα προς Βουλγαρία, προτείνοντας να παρακρατηθεί ένα ποσοστό δέκα τοις εκατό (10%) της επαυξημένης δυναμικότητας, σύμφωνα με τα οριζόμενα στην παράγραφο 5 του άρθρου 30 και την παράγραφο 8 του άρθρου 8 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459 για να διατεθεί με τη διαδικασία δημοπρασίας τριμηνιαίας δυναμικότητας. Επίπεδα προσφοράς (GWh/ημέρα) Επίπεδο Προσφοράς 1 (Limited) Αδιάλειπτη επαυξημένη δυναμικότητα Προσφερόμενη Αδιάλειπτη επαυξημένη δυναμικότητα Ημ/νία Έναρξης Επίπεδο Προσφοράς 2 (Partial) Επίπεδο Προσφοράς 3 (Full) 35,4 104,4 31,9 94 Q4 2028 Q3 2029 Q4 2029 13 Από την πλευρά του ΔΕΣΦΑ οι επενδύσεις που απαιτούνται είναι αυτές που αναφέρθηκαν στην Ενότητα Β. Αντίστοιχα, για να καταστεί διαθέσιμη η επαυξημένη δυναμικότητα στο Σημείο Διασύνδεσης Kulata-Σιδηρόκαστρο, με κατεύθυνση Ελλάδα προς Βουλγαρία, απαιτούνται επενδύσεις και στο σύστημα μεταφοράς φυσικού αερίου της Βουλγαρίας που διαχειρίζεται η Bulgartransgaz. Α) Για το πρώτο επίπεδο προσφοράς, ήτοι για πρόσθετη τεχνική δυναμικότητα 35,4 GWh/ημέρα, απαιτούνται επενδύσεις ύψους 122,5 εκ. €. με εκτιμώμενη ημερομηνία ολοκλήρωσης το δεύτερο τρίμηνο του 2026 (Q2 2026). Β) Για το δεύτερο και τρίτο επίπεδο προσφοράς, ήτοι για πρόσθετη τεχνική δυναμικότητα 104,4 GWh/ημέρα, απαιτούνται επενδύσεις ύψους 307,2 εκ. €. με εκτιμώμενο χρόνο ολοκλήρωσης το τρίτο τρίμηνο του έτους 2029 (Q3 2029). Επειδή, η ΔΕΣΦΑ Α.Ε., με το σχετικό 17 έγγραφό της έχει υποβάλει στην Αρχή και πρόταση έργου επαύξησης δυναμικότητας για το Σημείο Διασύνδεσης Κομοτηνή (ΔΕΣΦΑ/IGB), η οποία διαμορφώθηκε από κοινού με τον Διαχειριστή του Διασυνδετήριου Αγωγού Ελλάδας-Βουλγαρίας IGB (ICGB). H πρόταση αυτή σχετίζεται άμεση με την πρόταση για την επαύξηση δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Kulata-Σιδηρόκαστρο καθότι και οι τρεις Διαχειριστές (ΔΕΣΦΑ, Bulgartransgaz, IGB), μετά την έγκριση των σχετικών προτάσεων έργου από τις Ρυθμιστικές Αρχές της Ελλάδας και της Βουλγαρίας προτείνουν, 2 μήνες πριν από την προσφορά της επαυξημένης δυναμικότητας στην ετήσια δημοπρασία ετήσιας δυναμικότητας, η οποία λαμβάνει χώρα την πρώτη Δευτέρα του Ιουλίου 2024, ήτοι στις 2 Μαΐου 2024 να προχωρήσουν σε ανακοινώσεις για την εκκίνηση της δεσμευτικής φάσης της Διαδικασίας Επαυξημένης Δυναμικότητας. Επειδή, το έργο επαύξησης δυναμικότητας περιλαμβάνει επομένως 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 των 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 στις δύο πλευρές κάθε σημείου διασύνδεσης, κρίνεται εύλογη η πρόταση των Διαχειριστών για την εφαρμογή Εναλλακτικού Μηχανισμού Κατανομής δυναμικότητας, καθότι πληρούνται οι προϋποθέσεις που τίθενται στην παράγραφο 2 του άρθρου 30 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459, για προϊόντα δυναμικότητας έως 20 ετών. Επειδή, στην πρόταση των Διαχειριστών περιλαμβάνονται αναλυτικά οι κανόνες και οι όροι για τη συμμετοχή στη δεσμευτική φάση της διαδικασίας επαύξησης δυναμικότητας, συμπεριλαμβανομένων αναλυτικών πληροφοριών για τις εγγυήσεις που απαιτούνται για τη συμμετοχή, για τη διαδικασία επιστροφής τους σε περίπτωση αρνητικής οικονομικής δοκιμής ή 14 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 υπογραφεί τελικά κάποια σύμβαση μεταφοράς για δυναμικότητα που δέσμευσαν στο δεσμευτικό στάδιο προσφορών. Επειδή, τόσο o ΔΕΣΦΑ όσο και η Bulgartransgaz προτείνουν για το έργο επαυξημένης δυναμικότητας να ακολουθηθεί η προσέγγιση της κυμαινόμενης πληρωτέας τιμής (floating reference price), και όχι της σταθερής πληρωτέας τιμής (fixed price approach), επομένως δεν απαιτείται η προσκόμιση των στοιχείων που περιγράφονται στο άρθρο 24 στοιχείο β) του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/460 όπως προβλέπεται στην παράγραφο 1ζ του άρθρου 28 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
Επειδή, αναφορικά με τις παραμέτρους της Οικονομικής Δοκιμής και ιδίως για τον ορισμό της παραμέτρου f (f-factor), δηλαδή α) του ποσοστού της παρούσας αξίας του κόστους της αναβάθμισης που πρέπει να ανακτηθεί από τις δεσμευτικές προσφορές των χρηστών που θα συμμετάσχουν στο Market Test (παρούσα αξία), και β) τον υπολογισμό της αύξησης της παρούσας αξίας του επιτρεπόμενου και απαιτούμενου εσόδου λόγω της αναβάθμισης, ο ΔΕΣΦΑ προτείνει f-factor=0.7, όπως ειδικότερα αναφέρεται στην απόφαση έγκρισης των Κατευθυντήριων Γραμμών (βλ. σχετικά 21 και 22). Η Bulgartransgaz προτείνει f-factor=0.5, η αξιολόγηση του οποίου πραγματοποιήθηκε από την Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας και Υδάτων της Βουλγαρίας (σχετικό 18). Επειδή, στο πλαίσιο στενής συνεργασίας και συντονισμού για την αξιολόγηση της πρότασης έργου επαύξησης δυναμικότητας με τη Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας και Υδάτων της Βουλγαρίας (EWRC), με το σχετικό 19 η Ρυθμιστική Αρχή της Ελλάδας απέστειλε την θετική γνώμη της στην EWRC, σύμφωνα με τα οριζόμενα στην παράγραφο 2 του άρθρου 28 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459, επισημαίνοντας ότι η υλοποίηση του έργου αυτού ενισχύει την αποτελεσματική λειτουργία της εσωτερικής αγοράς φυσικού αερίου και τον ανταγωνισμό. Αντίστοιχα, η EWRC απέστειλε στη ΡΑΑΕΥ θετική γνώμη με το σχετικό 20 έγγραφό της, τονίζοντας σύμφωνα με τα οριζόμενα στην παράγραφο 2 του άρθρου 28 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459, ότι η υλοποίηση του προτεινόμενου έργου δεν έχει αρνητικές συνέπειες στον ανταγωνισμό και στη λειτουργία της εσωτερικής αγοράς φυσικού αερίου. Σύμφωνα με την EWRC η υλοποίηση του ως άνω έργου θα συνεισφέρει στους κύριους στόχους που έχουν τεθεί στο πλαίσιο της υλοποίησης του Κάθετου Διαδρόμου. Επειδή, με βάση το σύνολο των ως άνω η πρόταση των Διαχειριστών για το έργο επαυξημένης δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Kulata-Σιδηρόκαστρο περιλαμβάνει το σύνολο των προβλεπόμενων στην παράγραφο 3 του άρθρου 27 και στην παράγραφο 1 του άρθρου 28 του Κανονισμού (EE) 2017/459, ήτοι τα ακόλουθα: α) Αναλυτική περιγραφή του έργου επαύξησης 15 δυναμικότητας συμπεριλαμβανομένης εκτίμησης του κόστους του έργου που απαιτείται. β) Επίπεδα προσφοράς για προϊόν δεσμοποιημένης δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης, τα οποία αντικατοπτρίζουν το εύρος της αναμενόμενης ζήτησης για επαυξημένη δυναμικότητα με βάση τα αποτελέσματα της πρώτης φάσης της Διαδικασίας το
γ) Επαρκή αιτιολόγηση για την επιλογή εφαρμογής εναλλακτικού μηχανισμού κατανομής δυναμικότητας, όπως ορίζεται στο άρθρο 30 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
δ) Προσωρινά χρονοδιαγράμματα του έργου επαύξησης δυναμικότητας. ε) Γενικούς κανόνες και όρους για τη συμμετοχή στο δεσμευτικό στάδιο κατανομής δυναμικότητας (binding phase), συμπεριλαμβανομένων, ιδίως, των κανόνων για την υποβολή και την αξιολόγηση των προσφορών, τον υπολογισμό και την καταβολή εγγυήσεων, την αντιμετώπιση ενδεχομένων καθυστερήσεων στην παροχή της δυναμικότητας καθώς και προβλέψεις για την περίπτωση διακοπής του έργου, στ) Παράγοντα f για κάθε επίπεδο προσφοράς σύμφωνα με το άρθρο 23 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
Για τους παραπάνω λόγους Αποφασίζει
Την έγκριση του κειμένου «Project Proposal of DESFA and BULGARTRANSGAZ for the Incremental Capacity Process 2023 for the Kulata/Sidirokastro IP», σύμφωνα με τα οριζόμενα στο Κεφάλαιο V του Κανονισμού 2017/
Το κείμενο προσαρτάται στην παρούσα Απόφαση ως «Παράρτημα Α» και αποτελεί αναπόσπαστο τμήμα αυτής.
Την κοινοποίηση της παρούσας στη Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας και Υδάτων της Βουλγαρίας, καθώς και στους Διαχειριστές ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και Bulgartransgaz EAD.
Τη δημοσίευση της παρούσας στην Εφημερίδα της Κυβερνήσεως. Αθήνα, 25.04.2024 Ο Αντιπρόεδρος του κλάδου Ενέργειας της ΡΑAΕY Δημήτριος Φούρλαρης 16 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Α – ANNEX A 17 Project Proposal of DESFA and BULGARTRANSGAZ for the Incremental Capacity Process 2023 for the Kulata/Sidirokastro IP March 2024 This document is published at the websites of DESFA and BULGARTRANSGAZ in accordance with ar cle 28

(1)of Commission Regula on (EU) No 2017/459 of 16 March

2 This document is jointly elaborated and published by: BULGARTRANSGAZ EAD DESFA S.A. 66 Pancho Vladigerov Blvd.Lyulin 2, P.O. Box 3, 1336 Soﬁa, Bulgaria 357-359 Messogion Ave., Halandri,15231, Greece Telephone: + 359 2939 63 00 Fax: + 3592925 00 63 Switchboard +30 2130884000 Email: info@bulgartransgaz.bg market-test@desfa.gr www.desfa.gr 3 Table of Contents Introduc on ..................................................................................................................................... 8
Descrip on of the Incremental Capacity Project and rela ve cost es mates....................... 10 1.1 Market demand for incremental capacity ............................................................................. 10 1.2 Descrip on of the Incremental Capacity Project................................................................... 11 1.2.1 DESFA ................................................................................................................................ 12 1.2.2 BULGARTRANSGAZ ........................................................................................................... 15
Oﬀer Levels ............................................................................................................................ 17
Alterna ve Alloca on Mechanism (AAM) ............................................................................. 18
Provisional Timeline .............................................................................................................. 18 4.1 Incremental Capacity Process Timeline ................................................................................. 18 4.2 Milestone Timeline ................................................................................................................ 19 4.3 Dura on of project realiza on .............................................................................................. 20 4.3.1 DESFA ................................................................................................................................ 20 4.3.2 BULGARTRANSGAZ ........................................................................................................... 21
General rules and condi ons for the Binding Phase ............................................................. 21 5.1 Par cipa on criteria and registra on.................................................................................... 21 5.1.1 DESFA ................................................................................................................................ 22 5.1.2 BULGARTRANSGAZ ........................................................................................................... 24 5.2 Binding Bid Process................................................................................................................ 26 5.3 Bid evalua on ........................................................................................................................ 28 5.4 Preliminary Capacity Alloca on Procedure (Bid Ranking) ..................................................... 28 5.5 Alloca on of Equal Marginal Bids (EMB) ............................................................................... 29 5.6 Economic Viability Test .......................................................................................................... 29 5.7 Gas Transporta on Agreement ............................................................................................. 31 5.7.1 DESFA ................................................................................................................................ 32 5.7.2 BULGARTRANSGAZ ........................................................................................................... 34 5.8 Progress of the project, lack of permits, delays in making available the capacity ................ 36 5.9 Force Majeure........................................................................................................................ 36 4 5.9.1 DESFA ................................................................................................................................ 36 5.9.2 BULGARTRANSGAZ ........................................................................................................... 36 5.10 Element IND and RP for ﬁxed price approach ....................................................................... 37 5.10.1 DESFA ................................................................................................................................ 37 5.10.2 BULGARTRANSGAZ ........................................................................................................... 37 5.11 Level of user commitments (f-factor) .................................................................................... 37 5.11.1 DESFA ................................................................................................................................ 37 5.11.2 BULGARTRANSGAZ ........................................................................................................... 38
Economic Viability Test Parameters ....................................................................................... 38 6.1 BULGARTRANSGAZ ................................................................................................................ 38 6.1.1 Reference price ................................................................................................................. 38 6.1.2 Mandatory minimum premium ........................................................................................ 38 6.1.3 Present value of es mated increase in allowed revenue ................................................. 38 6.2 DESFA ..................................................................................................................................... 39 6.2.1 Reference price ................................................................................................................. 39 6.2.2 Mandatory minimum premium ........................................................................................ 39 6.2.3 Present value of es mated increase in allowed revenue ................................................. 39
Decrease in the u liza on of other non-depreciated gas infrastructure. ............................. 40
Contact informa on .............................................................................................................. 41
Annex I – Deﬁni ons.............................................................................................................. 42
Annex II – Guidelines ............................................................................................................. 46 5 Disclaimer Each TSO has acted in good faith to ensure that the informa on in this Project Proposal is correct as of the date of publica on of this Project Proposal, however no representa on or warranty is made by any TSO as to the accuracy or completeness of such informa on and the TSOs will not accept any liability, of any kind, for any inaccuracies or incompleteness in such informa on. Furthermore, the TSOs shall have no obliga on to update the Project Proposal for any changes arising a er the date of issue of the Project Proposal. Nonetheless, if new or revised informa on is provided in the Project Proposal, the TSOs shall have no liability to any third party. TSOs will have no liability to any third party for any acts, omissions, breaches or decisions of the other TSOs or any other third party. 6 7 Introduction Currently, the Hellenic Natural Gas Transmission System (NNGTS or DESFA System), operated by the Hellenic Gas Transmission System Operator S.A. (DESFA) and the Bulgarian gas Transmission System, operated by BULGARTRANSGAZ EAD (BULGARTRANSGAZ), are interconnected in the area of the Greek-Bulgarian border in the Interconnection Point “Kulata/Sidirokastro” (EIC Code: 21Z000000000020C) (Kulata/Sidirokastro IP or the IP). Historically, the IP was mainly operating as an entry point to the NNGTS with a technical capacity, in flow direction from Bulgaria to Greece, of 120.363 MWh/d, equal at both sides of the IP. As a result of the signing of an Interconnection Agreement between BULGARTRANSGAZ and DESFA, and the reverse connection of the modernized CS Petrich, reverse flow from Greece towards Bulgaria either as backhaul (version 1 of the IA signed in June 2016) or as physical flow in reverse direction (version 2 of the IA signed in June 2017) is also offered, giving the possibility for natural gas imports to Bulgaria. Currently, for a significant amount of the time, Kulata/Sidirokastro IP operates as an entry point to Bulgaria. The reverse flow capacity is equal to 66.576 MWh/d, equal at both sides of the IP. In addition, interruptible capacity is also available at both flow directions. Commission Regula on (EU) 2017/459 of 16 March 2017 (CAM NC)1 establishes a harmonized European Union wide process for the oﬀer of incremental capacity between Member States. The Incremental Capacity Project described herein aims to increase the technical capacity at the IP, where DESFA and BULGARTRANSGAZ intend to oﬀer bundled capacity, in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ System, as presented in the map below. DESFA launched a Market Test process in March 20232, the Binding Phase of which is described in the Guidelines approved by RAEWW. The NRAs acknowledge that the Guidelines contain all necessary informa on about the Market Test, taking into account among others that, the Incremental Capacity Project may aﬀect the amount of technical capacity at other interconnec on points, entry or exit points of the DESFA System. The investment upgrades, the oﬀer levels, the binding bid submission rules as well as the Economic Viability Test related to DESFA, are provided in said Guidelines and will be considered in the context of this Incremental Capacity Process. For this reason, DESFA’s binding phase of the Market Test will take place simultaneously with this process a er the CAM Yearly Capacity Auc ons, in line with the meline of Sec on 4.
For the avoidance of any doubt, the Guidelines, a ached herein as Annex II, should be considered as an integral part of this Project Proposal. 1 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 ps://www.desfa.gr/en/announcements/nngs-users-informa on/call-of-interest-for-the-alloca on-of-future-ﬁrm-capacity-in-thena onal-natural-gas-system 8 For both TSOs the current Incremental Capacity Process refers to the procedure in accordance with Chapter V of CAM NC for the assessment of demand for incremental capacity. The TSOs launched the non-binding phase of the Incremental Capacity Process on the 3 rd of July 2023 in accordance with CAM NC. The TSOs received Non-binding demand indica on(s) and produced a joint Demand Assessment Report, which was published on the 23 rd of October 2023, to assess market demand for incremental capacity with the conclusion that there was suﬃcient indica ve demand to ini ate technical studies for a poten al incremental capacity project. Based on the capacity request(s) received in the non-binding phase, the TSOs have analyzed poten al infrastructure developments in their respec ve Transmission Systems to fulﬁll interested par es’ requests. For the avoidance of doubt, the TSOs clarify to the interested par es that with this Incremental Capacity Process, only ﬁrm bundled capacity at both sides of the IP will be oﬀered. This Incremental Capacity Project is driven by poten al increases of the technical capacity at the IP. Hence, this Incremental Capacity Project is conducted in close coordina on between the TSOs, to enable the oﬀering of bundled capacity at the IP. The next paragraphs provide further informa on on the alterna ves regarding capacity increases and associated costs for each of the TSOs. We note that the investment costs provided in the descrip ons below are established in line with established regulatory prac ces, as individually applicable to each TSO. 9 DESFA and BULGARTRANSGAZ in accordance with the provisions of ar cle 27

(3)of CAM NC, jointly launched a public consulta on on the dra Project Proposal prepared with the purpose to meet the received indica ve non-binding demand indica ons. Thе dra of the present Project Proposal was available for public consulta on for the period from the 31st of January 2024 to the 29th of February 2024. BULGARTRANSGAZ did not receive any comments during the public consulta on. DESFA received comments from one par cipant during the public consulta on which have been considered into the current Project Proposal. The text of the Project Proposal was subject to minor changes before submission to the NRAs for ﬁnal approval. The current Project Proposal has been jointly prepared by DESFA and BULGARTRANSGAZ in accordance with the provisions of ar cle 28 of CAM NC and cons tutes a Project Proposal for the Incremental Capacity Project of the involved TSOs. In line with the provisions of ar cle 28 of CAM NC this Project Proposal is submi ed to the Greek and Bulgarian NRAs for their coordinated approval. 1. Description of the Incremental Capacity Project and relative cost estimates 1.1 Market demand for incremental capacity The following Non-binding demand indica ons for ﬁrm, long-term capacity have been received at the IP, and consequently are considered in the Design Phase of the Incremental Capacity Project. The demand indica ons are shown below as aggregated values. Non-Binding Incremental Capacity Demand Survey 2023, according to CAM NC Interconnec on Point Kulata/Sidirokastro EIC Code 21Z000000000020C Flow Direc on GRBG Request is submi ed to other TSOs? Yes Addi onal Informa on (if any) - Condi ons * Current technical capacity, kWh/d 66.576.000 Non-binding demand request [(kWh/d)/y] 10 GY 2023-2024 GY 2024-2025 GY 2025-2026 GY 2026-2027 GY 2027-2028 GY 2028-2029 GY 2029-2030 GY 2030-2031 GY 2031-2032 GY 2032-2033 GY 2033-2034 GY 2034-2035 GY 2035-2036 GY 2036-2037 GY 2037-2038 GY 2038-2039 GY 2039-2040 GY 2040-2041 GY 2041-2042 GY 2042-2043 5.000.000 62.120.548 73.120.548 141.470.713 141.470.713 155.920.768 113.320.768 113.320.768 122.770.823 122.770.823 122.770.823 122.770.823 122.770.823 111.770.823 111.770.823 111.770.823 111.770.823 111.770.823 14.520.548 14.520.548 *The only condi onality applicable to some Non-binding demand indica ons received by DESFA, refers to linked commitments. BULGARTRANSGAZ has not received any condi onality applicable to the non-binding indica ons for the IP. Based on the above results, the DAR concluded that the Non-binding demand indica ons received were suﬃcient to ini ate the Design Phase of an Incremental Capacity Project in accordance with ar cle 26.2 of CAM NC. 1.2 Description of the Incremental Capacity Project On the basis of the capacity requests received in the non-binding phase, BULGARTRANSGAZ and DESFA have started analyzing poten al infrastructure developments in their respec ve Transmission Systems to fulﬁl interested par es’ requests. As described below, DESFA is able to oﬀer three diﬀerent expansion projects of its system, leading to three levels of incremental capacity at Kulata/Sidirokastro IP, linked to the increase of capacity on other points of DESFA System in accordance with the Guidelines (Figure 1: Simpliﬁed scheme of the proposed Expansion Levels). BULGARTRANSGAZ is able to oﬀer two expansion projects of its system leading to two levels of incremental capacity at Kulata/Sidirokastro IP (Figure 2: Simpliﬁed scheme of the proposed 11 Development Levels (BULGARTRANSGAZ)). The implementa on of DESFA's Limited Expansion Project will match the incremental capacity of BULGARTRANSGAZ's Level 1 Project (Limited Development) and provide an incremental capacity of 35,4 GWh/d at Kulata/Sidirokastro IP. The implementa on of DESFA’s projects for Par al and Full Expansion Projects will match the incremental capacity of BULGARTRANSGAZ’s Level 2 Project (Extended Development) and provide an incremental capacity of 104,4 GWh/d at Kulata/Sidirokastro IP. 1.2.1 DESFA The levels of incremental capacity oﬀered by DESFA in the framework of this incremental process, are calculated considering the exis ng technical capaci es of DESFA System entry and exit points and the future investments of DESFA System which are already included in DESFA’s TYNDP 202320323. DESFA has performed preliminary technical studies to iden fy the projects needed to make incremental capacity available at the IP in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ System. The technical studies take into considera on the request(

s)submi ed during the non-binding phase. As men oned above, in March 2023, DESFA launched the non-binding phase of a Market Test process. This wider process includes many entry/exit points of DESFA System, also including Kulata/Sidirokastro IP. DESFA assessed expansion projects that create incremental capacity at various points of DESFA’s System at the same me. 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 for which the par cipants expressed their interest through the relevant process and is included in the Guidelines. So, regarding DESFA System expansion projects, three diﬀerent levels 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. 3 Development Plan 2023-2032_6.2023.pdf (desfa.
gr)12 Figure 1: Simpliﬁed scheme of the proposed expansion projects The assessments described above collec vely resulted to the projects presented next. Thus, the capacity created by the said projects includes the crea on of incremental capacity at Kulata/Sidirokastro IP, along with other points of DESFA. It is noted that in the ﬁnal assessment for the determina on of the appropriate Expansion Project (if any) and the Economic Viability Test (EVT), Kulata/Sidirokastro IP will be assessed together with other points of the NNGTS which are part of DESFA’s Market Test. The Oﬀer Level(s), as well as the respec ve investments described in this document may be subject to changes during the subsequent stages of the Design Phase and especially a er the public consulta on phase. The diﬀerent Expansion Projects are described below. 13 Duplicated sec on Length (
km)Maximum upgrade of Nea Messimvria CS Maximum upgrade of Ampelia CS Full Pa ma – Nea Messimvria 410 Considerable Moderate/Considerable Par al Katerini - Livadia 250 Moderate Small Limited Rapsani - Brallos 160 Small None Expansion Project The es mated cost 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 the above-men oned 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 must be added to the duplica on cost per expansion project (Full, Par al or Limited). However, this cost can be correctly es mated only ex post (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 cost which will be at maximum the presented in the tables above. 14 It is clariﬁed that DESFA will perform the EVT (in line with the meline of Sec on 4.2) considering the es mated cost of the selected expansion project (including the CSs upgrades) based on the outcome of the Market Test process performed by DESFA according to the Guidelines. 1.2.2 BULGARTRANSGAZ The levels of incremental capacity oﬀered by BULGARTRANSGAZ in the framework of this incremental process, are calculated taking into account the exis ng technical capaci es of BULGARTRANSGAZ System entry and exit points. BULGARTRANSGAZ has conducted preliminary technical studies to iden fy and design the projects needed to make incremental capacity available at Kulata/Sidirokastro IP in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ System. The technical studies are based on technical feasibility and take into considera on the results from the joint Demand Assessment Report and the request(
s)submi ed during the non-binding phase of the incremental capacity process. Two projects have been iden ﬁed, resul ng in two levels of incremental capacity for covering the non-binding incremental capacity demand for Kulata/Sidirokastro IP in Sec on 1.1. Figure 2: Simpliﬁed scheme of the proposed Development Levels (BULGARTRANSGAZ) 15 Level 1: Incremental capacity of 35,4 (GWh/d), (gas direc on DESFA -> BULGARTRANSGAZ) The Level 1 project for achieving a total of 35,4 GWh/d incremental capacity on BULGARTRANSGAZ’s side of the Kulata/Sidirokastro IP in the direc on from Greece to Bulgaria includes the construc on of a 47 km looping DN700 (Kulata - Kresna) and a 50 km new gas pipeline DN500 (Piperevo - Pernik). The new infrastructure will provide incremental capacity from Greece to Bulgaria in the amount of 35,4 GWh/d. Incremental Capacity of 35,4 GWh/d can be fulﬁlled with the op on for Limited Expansion Project of DESFA and Level 1 of the Project (Limited Development) of BULGARTRANSGAZ. The es mated indica ve total cost for the realiza on of the Level 1 project amounts to 122,5 mill. €. The Level 1 project is envisaged to be completed by Q2 2026. Level 2: Incremental capacity of 104,4 (GWh/d), (gas direc on DESFA -> BULGARTRANSGAZ) The Level 2 project for achieving a total of 104,4 GWh/d incremental capacity on BULGARTRANSGAZ’s side of the Kulata/Sidirokastro IP in the direc on from Greece to Bulgaria upgrades the Level 1 project. It includes the incremental capacity for Level 1 of 35,4 GWh/d In addi on to the construc on of 47 km of looping DN700 (Kulata - Kresna) and 50 km of new gas pipeline DN500 (Piperevo - Pernik), the Level 2 project includes extension of the looping from Kresna to Piperevo with addi onal 82 km DN700, replacing a 50 km DN700 sec on Ih man-G. Bogrov, installing an addi onal 9 MW GTCU at CS Petrich and reconstruc on and reversive pipings at CS Ih man. The es mated indica ve total cost for the realiza on of the Level 2 project amounts to 307,2 mill. (which includes the cost of 122,5 mill. € for Level 1 and the cost of 184,7 mill. € for the remaining ac vi es described above). Level 2 of the project is envisaged to be completed in Q3 2029. Expansion Infrastructure Length (
km)CS (MW) Incremental capacity (GWh/
d)Indica ve total cost (mill. €.) Level 1 Kulata – Kresna Piperevo - Pernik 47 50 N/A 35,4 122,5 16 Level 2 2. Kulata – Kresna Piperevo – Pernik Kresna - Piperevo Ih man-G. Bogrov 47 50 82 50 addi onal 9 MW GTCU at CS Petrich 104,4 307,2 Offer Levels According to the diﬀerent project conﬁgura ons described above, the Oﬀer Levels can be developed through the DESFA System Expansion Projects described in Sec on 1.2.1, each of which has a diﬀerent cost and comple on date. The ﬁnal upgrade scenario for DESFA will be decided on the basis of the outcome of the Binding Phase of the Market Test. Incremental capacity will be oﬀered as bundled product to Par cipants with the earliest possible start date being the relevant planned COD. In line with the provisions of ar cles 8.8 and 30.5 of the CAM NC, DESFA and BULGARTRANSGAZ will set aside an amount of minimum 10% of the capacity of the actually built incremental capacity to be oﬀered as short-term capacity. The Oﬀer Level(
s)in the table below represent the long-term capacity that could be allocated in the Binding Bidding Phase of this Incremental Capacity Project. Oﬀer Levels (GWh/
d)Expansion Project Firm incremental capacity Oﬀered incremental capacity Star ng date Limited Par al 35,4 104,4 31,9 Q4 2028 Full Entry / Exit TSO oﬀering capacity Exit DESFA / Entry BULGARTRANSGAZ 94 Q3 2029 Q4 2029 For the avoidance of doubt, DESFA and BULGARTRANSGAZ clarify to the interested par es that with this Incremental Capacity Process, only ﬁrm bundled capacity at both sides of the IP will be oﬀered. In case the planned project regarding the ﬁnaliza on of the infrastructure development of the BULGARTRANSGAZ System or DESFA System is completed prior to the comple on of the project on DESFA’s side or BULGARTRANSGAZ’s side respec vely, the concerned TSO reserves the right to oﬀer the incremental capacity as ﬁrm unbundled capacity available as standard capacity products. 17 3. Alternative Allocation Mechanism (AAM) In order to maximize the oﬀer of bundled ﬁrm capacity at the IP, DESFA and BULGΑRTRANSGAZ intend to 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, subject to the approval of the NRAs. 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 and BULGARTRANSGAZ System. The Non-binding demand indica ons received were linked to more than one interconnec on points. The Non-binding demand indica ons concern capacity reserva ons of more than one

(1)year. In accordance with the provision of ar cle 30.3 of the CAM NC, the TSOs intend to allow interested par es to submit Binding Bids on the following basis:   Requests at the IP linking commitments at other interconnec on points. Requests, condi onal on the alloca on of a minimum amount of capacity. Furthermore, DESFA intends to allow interested par es to submit Binding Bids at the IP linking commitments at other points of DESFA System according to the Guidelines. 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, in order to ensure coherent alloca on results for the TSOs, a ranking will be performed according to Sec on 5.4 and the Guidelines.
Provisional Timeline This Sec on describes the proposed meline for the conclusion of the Incremental Capacity Project and provides es mates of the possible me needed for the realiza on of the new incremental capacity. 4.1 Incremental Capacity Process Timeline NRAs decision on the Project Proposal is awaited at the end of April 2024, on the condi on of NRAs decision. The Binding Phase will commence with the publica on of the Binding Phase No ce. The Binding Phase No ce is expected to be published at the latest at the beginning of May
18 Within the ini al two-month informa on phase commencing upon the issue of the Binding Phase No ce (Informa on Phase), the par es interested in par cipa ng in the Binding Bidding Phase should complete their registra on with the concerned TSOs (as applicable per TSO) in order to par cipate in the Binding Bidding Phase. At the beginning of the Informa on Phase, together with the Binding Phase No ce, BULGARTRANSGAZ and 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
TSOs shall oﬀer the incremental capacity together with the respec ve available capacity, if any, in the same process. Only coordinated oﬀer levels shall be oﬀered. Following the end of the abovemen oned process, DESFA and BULGARTRANSGAZ will proceed with the Economic Viability Test (EVT), as applicable for each TSO. In case of a posi ve EVT, Par cipants to whom capacity has been allocated shall sign a Gas Transporta on Agreement (GTA)/Capacity Booking Agreement (CBA) with each TSO in respect to their Capacity Alloca on. The Binding Phase ends either in case the EVT is ﬁnally conﬁrmed as nega ve by the TSOs or in the cases foreseen in Sec on 5.
4.2 Milestone Timeline Milestones Launch of Binding Phase / Publica on of the Joint No ce 1 Informa on Phase Dates 2 May 2024 2 May 2024 - 1 July 2024 19 2 Milestones Dates DESFA and BULGARTRANSGAZ make available a list of documenta on to be submi ed to each TSO 2 May 2024 Registra on Period 2 May - 24 June 2024 DESFA and BULGARTRANSGAZ evaluate the Applicants’ eligibility 25 June – 01July 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, the TSOs will inform the NRAs about the result of the EVT on both sides of the IP. In any case, the TSOs may postpone, extend, or alter the above meline if needed. 4.3 Duration of project realization 4.3.1 DESFA For DESFA, as men oned above, the investment upgrades related to DESFA are linked to the Market Test and subject to posi ve EVT in accordance with the 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.
20 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 outcome of the procedure. 4.3.2 BULGARTRANSGAZ The selec on of the incremental capacity project will depend on the outcomes of the Binding Phase. The implementa on melines for the two projects diﬀer. The Level 1 incremental capacity project for 35,4 GWh/d is expected to be commissioned by the end of Q2 2026, while the Level 2 project for 104,4 GWh/d is expected to be commissioned by the end of Q3
However, the meframe is provisional and may undergo poten al adjustments in the future, depending on the posi ve outcome of the economic test on the Bulgarian side, the conclusion of the Incremental Capacity Procedure with approval by the respec ve NRAs, the conclusion of the CBA/GTA with the respec ve TSOs, delays resul ng from holding public procurement procedures, securing ﬁnancing and comple on of construc on works.
General rules and conditions for the Binding Phase This Sec on describes the general rules and condi ons which the involved TSOs will apply 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 on the respec ve TSOs systems 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, the TSOs Concerned 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. Incremental capacity will be oﬀered as bundled products to the Par cipants. 5.1 Participation criteria and registration The requirements referred to in this Sec on will apply to this Binding Phase carried out by the TSOs. Applicants will have to submit ﬁlled-in Binding Phase Registra on Forms to the TSOs, which will be provided together with the Joint No ce and each TSO’s own Binding Phase No ce. The 21 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. The above registra on requirements apply in addi on and subject to each TSO’s further requirements in rela on to registra on and their applicable regulatory framework, in each case. Applicants must submit (within the required deadlines) all the documents needed, as described in this Sec on, each TSO’s own Binding Phase No ce and the Joint No ce. At the end of the Registra on Period, the TSOs will communicate to Applicants their eligibility to par cipate in the Binding Bidding Phase. By par cipa ng in a Binding Bidding Phase, each Par cipant will be required to accept that:      the Capacity Alloca on referred to in the Incremental Capacity Process is subject to the posi ve outcome of the EVT of the TSOs Concerned, in accordance with the Project Proposal and the Guidelines; in case of a nega ve outcome of the EVT carried out prior to Capacity Alloca on, the TSOs Concerned shall, if applicable, return any Bank Guarantees submi ed as part of the registra on or with the Binding Bid and no transmission capacity will be contractually or otherwise allocated; in case of a posi ve outcome of the EVT carried out prior to Capacity Alloca on, the successful Par cipant shall enter into a GTA and, if applicable, present to the TSOs the respec ve Bank Guarantees as described below in Sec on 5.7; in case a Par cipant is not allocated incremental capacity a er a posi ve EVT, the Bank Guarantees 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, the Par cipant will be subject to TSO-speciﬁc rules as set out below. 5.1.1 DESFA 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 22 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. Par cipants shall be required to provide to DESFA within the required deadlines a Bank Guarantee (Binding Bid Guarantee), cashable at ﬁrst request of DESFA, 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 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 the Bank Guarantee is counterguaranteed 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, equal in value to 20% of the maximum annual capacity charge (based on the reference price made available by DESFA, including any premium) of the incremental capacity they intend to request, valid un l two

(2)months from the execu on of the GTAs according to Sec on 4.2). For the calcula on of the Binding Bid Guarantee the sum of the Reference Price and the respec ve Mandatory Minimum Premium per Oﬀer Level, according to Sec on 6.2.1 and 6.2.2, shall be calculated and the maximum of the three sums shall be used, i.e. 5,9688396 €/(kWh/h)/y. The reference price and any premium applicable, according to the provisions of the relevant tariﬀ regula on, 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 guarantees which will have been presented to DESFA according to the provisions above. 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. The Binding Bid Guarantee provided to DESFA by each Par cipant will be returned to such Par cipant once:  DESFA conﬁrms that the Par cipant will not be allocated incremental capacity. 23   DESFA’s EVT is ﬁnally determined to be nega ve (in accordance with the provisions of Sec on 5.6), or If the Par cipant is allocated incremental capacity, upon the presenta on to DESFA of the GTA Bank Guarantee described in Sec on 5.7. 5.1.2 BULGARTRANSGAZ a. Applicants who wish to par cipate in the Binding Phase shall register by taking into account the published deadlines. Applicants should ﬁll out a registra on form, duly signed by a person/persons authorized to sign legally binding documents for the company, and submit it to BULGARTRANSGAZ. Along with the registra on form, the following documents are to be submi ed:    a document a es ng the current legal status of the Applicant – an extract from the commercial register. The document shall be issued no earlier than one month prior to the date of registra on form submission and it should make clear the persons authorized to sign legally binding documents on behalf of the Applicant; original documents cer fying that the Applicant is not in bankruptcy, liquida on proceedings and has not been declared bankrupt. In the event that the na onal legisla on of the country in which the Applicant is established does not provide for issuance of such documents by state authori es, the Applicant shall submit a wri en declara on, signed by a duly authorized person, conﬁrming that such a document cannot be issued under the relevant na onal legisla on and that the Applicant is not in bankruptcy, liquida on proceedings and has not been declared bankrupt; an explicit notarised power of a orney if the registra on form shall be signed by a person not entered in the Commercial Register as having the right to represent the company and to sign legally binding documents on behalf of the company; All above-men oned documents shall be submi ed in original in the language in which they were issued and, if necessary, accompanied by a transla on in Bulgarian or English. The documents shall be cer ﬁed by an apos lle in accordance with the 1961 Hague Conven on and the transla on must be notarised (made by a sworn translator). BULGARTRANSGAZ must conﬁrm the successful registra on. b. Par cipants are required to submit to BULGARTRANSGAZ a bank guarantee (a binding bid guarantee) within the published deadlines. 24 Par cipants shall be required to provide to BULGARTRANSGAZ within the required deadlines a Bank Guarantee, uncondi onal, irrevocable, cashable at ﬁrst request of BULGARTRANSGAZ, issued by any EU 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 subsidiary of an EU bank with a minimum investment grade credit ra ng (as described above); which has been approved in advance by BULGARTRANSGAZ, at its sole discre on, with minimum value of 2% of the total cost of the incremental capacity they intend to request (based on the indica ve reference price made available by BULGARTRANSGAZ, (including any premium), valid un l two

(2)months from the execu on of the GTAs/CBAs according to Sec on 4.2). For the calcula on of the Binding Bid Guarantee the sum of the Reference Price and the respec ve Mandatory Minimum Premium for Oﬀer Level 2, shall be used. The bank guarantee shall be issued in Euro, calculated at the Bulgarian Na onal Bank ﬁxed exchange rate Euro/BGN. Binding Bids by Par cipants will be accepted only within the limits of the guarantees which will have been presented to BULGARTRANSGAZ according to the provisions above. By submi ng a binding request to BULGARTRANSGAZ, the Par cipant accepts that said request will cons tute an irrevocable commitment to enter a GTA with BULGARTRANSGAZ, subject to posi ve EVT. The Binding Bid Guarantee provided to BULGARTRANSGAZ by each Par cipant will be returned to such Par cipant once:    BULGARTRANSGAZ conﬁrms that the Par cipant will not be allocated incremental capacity. The EVT is ﬁnally determined to be nega ve at any side of the IP (in accordance with the provisions of Sec on 5.6), or If the Par cipant is allocated incremental capacity, upon the provision to BULGARTRANSGAZ of the GTA Bank Guarantee described in Sec on 5.7. c. BULGARTRANSGAZ will publish on its own website the es mated value of the indica ve/reference price and any premium applicable in accordance with the provisions of the relevant tariﬀ regula on, as approved by EWRC during the Informa on Phase. d. Binding bids from par cipants will be accepted only within the limits of the guarantees that will be presented to Bulgartransgaz in accordance with the provisions above. e. By submi ng a binding bid to BULGARTRANSGAZ, the par cipant assumes that it will cons tute an irrevocable commitment to conclude a CBА (Capacity Booking Agreement) with BULGARTRANSGAZ, according to the successful outcome of the procedure. 25 5.2 Binding Bid Process During the Binding Bidding Phase, Participants will have to submit their Binding Bids for incremental capacity products at the IP to both TSOs. These Binding Bids should match, having identical start and end dates, and identical capacity requested per gas year. For Binding Bids that do not meet these requirements the TSOs 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 IP, as defined in Section 2.  The requested start date of the bid.  The requested end date of the bid.  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) in the event of congestion and their bid happens to be marginal. For Linked Bids, any reduction in capacity at the IP where the Linked Bid is assessed as being marginal will result in an equal reduction in incremental capacity at the linked IP/entry/exit point (it should be noted that bundled capacity is reduced by the same amount at both sides of the IP). *Linked bid is only applicable for DESFA. Linked bids are considered as linked on DESFA’s side of the IP, while on BULGARTRANSGAZ’s side, such bids will be considered as Binding Bids for capacity allocation at Kulata/Sidirokastro IP only. Thus, lesser rule shall be applied during alignment of preliminary capacity allocation. The information provided to DESFA and BULGARTRANSGAZ must be identical, and the submitted Binding Bids for Kulata/Sidirokastro IP should match, otherwise risking to be curtailed when applying lesser rule during preliminary capacity allocation. Incremental capacity will be offered 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 COD of the Offer Levels provided (Section 2) and the latest possible Gas Year for capacity being Gas Year 2048/49. Participants may submit only one Binding Bid for the IP. 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. 26 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 Reference Price plus any 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 this Project Proposal and the Joint Notice published by the TSOs Concerned, the Binding Phase Notice of each TSO, as well as with the Guidelines, including the process regarding the overall Project Proposal 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 Incremental Capacity Process (see further detail in Section 5.1 and 5.7). The above requirements apply in addition and are subject to each TSO’s further requirements in relation to Binding Bid content and their applicable regulatory framework, in each case. With regard to the 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 DESFA’s Market Test for the expansion of DESFA System. Registration documentation and Binding Bids submitted to DESFA within the context of the Market Test concerning the Kulata/Sidirokastro IP shall be considered as if they were also submitted to DESFA within the context of this Project Proposal. No other Binding Bid shall be required to be submitted by the Participants to DESFA and, if submitted, shall be rejected. During the Binding Bidding Phase, Participants will have to submit the same Binding Bids for incremental capacity products at Kulata/Sidirokastro IP to BULGARTRANSGAZ in accordance with the rules set out in this document (including all annexes where applicable information is provided). In a Linked Bid the capacity requested at a DESFA entry point must equal the exit capacity requested at the IP. 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. In relation to the allocation of bundled capacity, in the event of a delay or misalignment in the COD for an adjacent TSO, DESFA and BULGARTRANSGAZ have 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 is expected to be finally neutral to DESFA and BULGARTRANSGAZ. The respective annual capacity charge by DESFA and BULGARTRANSGAZ, according to the provisions of the relevant tariff regulation, as approved by RAEWW and EWRC (to be used as estimated reference price for the duration of the initial incremental capacity requests), will be published on both TSOs’ websites during the Information Phase. If required, the TSOs may specify a premium charged on top of the Reference Price in accordance with article 33 of Commission 27 Regulation (EU) 2017/460, subject to the approval of the corresponding NRA. There will be no other additional auction premia charged. Bids will have to be submitted inside the Bid Submission Window in accordance with the instructions that will be provided in the Joint Notice published by the TSOs, as well as with the Binding Phase Notice of each TSO. 5.3 Bid evaluation At the end of the Bid Submission Window, each TSO will assess the respective received Binding Bids for completeness and compliance with the relevant requirements set out under this Project Proposal, the Joint Notice, the Binding Phase Notice issued by each TSO (including, where capacity is being made available as bundled capacity, that equal Binding Bids have been made to each of the TSOs Concerned) and the Guidelines. Those Binding Bids that are accepted at this stage will be considered as part of the preliminary Capacity Allocation procedure of Section 5.4. In case of rejection of a Binding Bid, the relevant TSO shall (without prejudice to the procedure applicable to Equal Marginal Bids) notify the relevant Participant of such rejection and the other TSOs Concerned within 5 Business Days from the end of the Bid Submission Window. For the avoidance of doubt, the rejecting TSO 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) The rules for preliminary Capacity Allocation of incremental capacity at the IP are described below. If a TSO curtails or rejects any Binding Bid at an IP where capacity is made available as bundled capacity, the bundled Binding Bid submitted to the other TSO Concerned will also be curtailed or rejected to the same extent. The IP shall be considered congested either: i. when the sum of the requested capacity at the IP exceeds the maximum offered capacity according to Section 2 or ii. when the sum of the requested capacity at a cluster of points that

a)includes the IP or
b)includes other points of DESFA System linked with the IP through Linked Bids, exceeds the maximum offered capacity at that cluster (either
a)or b)), according to the Guidelines. The TSOs will undertake the actions listed below:  For each year, the sum of Binding Bid capacity requests is calculated at the IP and at any interconnection point and any entry point where incremental capacity is offered.  If there is no congestion at the IP, the TSOs Concerned shall undertake a preliminary capacity allocation, under which capacity allocated to each Participant is equal to the capacity requested by such Participant, and proceed with the EVT process set out in Section 5.6.  If there is congestion at the IP, Participants are ranked according to the NPV of their 28 Binding Bids and, subsequently, their Binding Bids are also ranked according to their NPV. The NPV used for the ranking takes into account the Binding Bids at the IP and the bids at any other point of DESFA System where incremental capacity is offered according to the Guidelines. o In case of Linked Bids, the NPV includes revenues in DESFA System from the linked DESFA entry point and the IP. o A Marginal Bid is being allocated the remaining incremental capacity 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 nonacceptance of capacity reduction, the remaining capacity is allocated to the next Participant with a lower NPV ranking. If there is no other Participant with a lower NPV ranking, only the allocated capacity (without such Participant) will be considered in the EVT.  Curtailment of Marginal Bids shall be conducted according to the provisions of the Guidelines.  In the case of two or more Equal Marginal Bids, Section  If a Linked Bid happens to be a Marginal Bid or one of Equal Marginal Bids, an equal capacity reduction shall be made by the TSOs Concerned, where applicable, at the linked interconnection/entry/exit points.  The outcome of the preliminary allocation process shall include the successful Offer Level, the Binding Bids received and the preliminary capacity allocated per Participant. 5.5 shall apply. The timescales and the procedural details related to the bid submission process will be specified in the Joint Notice published by the TSOs and the Notice of each TSO. 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 Economic Viability Test (EVT) is carried out separately by each TSO at their side of the relevant IP. For both DESFA and BULGARTRANSGAZ, the EVT takes into account the present value of the es mated increase in its allowed revenue mul plied by the f-factor (see Sec on 5.11) as approved by the relevant NRA and the present value of binding commitments of Par cipants for incremental capacity, which is calculated as the discounted sum of the respec ve Reference Prices 29 (and any poten al premium) mul plied by the amount of contracted incremental capacity according to ar cle 22 of CAM NC, following any poten al bid ranking, if needed. The outcome of each EVT will be either posi ve or nega ve according to the provisions of ar cle 22.2 of CAM NC and taking into account that:  For DESFA the EVT shall concern the DESFA side of the IP, and shall include the DESFA side of any interconnection point and any entry point where incremental capacity is offered according to the Guidelines. Costs concern all costs associated with the expansion of DESFA System to meet each Offer Level, according to Section 1.2.1.  For BULGARTRANSGAZ, the EVT shall concern the BULGARTRANSGAZ side of the IP. The following results are an cipated following each TSO carrying out their EVT:  Each TSO will verify their EVT. If positive for both TSOs Concerned, capacity is allocated according to the bid ranking.  If the EVT is negative for DESFA, DESFA reserves the right to examine the possibility to implement any, or a combination of any, of the following so that the EVT turns to positive:  o Convert Linked Bids to Coupled Capacity products, unless the Participant has explicitly declared, in its Binding Bid, non-acceptance of conversion. o Adjust the f-factor upon approval by RAEWW. o Discuss, on a reasonable effort basis, with the Participants from the Binding Phase any potential future changes to their respective bookings. o Investigate whether a lower Offer Level or a customized technical solution meeting all or part of the demand, potentially curtailing Binding Bids according to Section 5.4, upon approval by RAEWW. Curtailment may impact the Offer Level to be tested at the IP. If DESFA curtails or rejects any Binding Bid at the IP where capacity is made available as bundled capacity, the bundled Binding Bid made with the other TSO Concerned will also be curtailed or rejected to the same extent. If the EVT is negative for BULGARTRANSGAZ, BULGARTRANSGAZ reserves the right to examine the possibility to implement any, or a combination of any, of the following so that the EVT turns to positive: o Adjust the f-factor upon approval by EWRC. o Discuss, on a reasonable effort basis, with the Participants from the Binding Phase any potential future changes to their respective bookings. o Investigate whether a lower Offer Level or a customized technical solution meeting all or part of the demand, potentially curtailing Binding Bids according to 30 Section 5.4, upon approval by EWRC. Curtailment may impact the Offer Level to be tested at the IP. If BULGARTRANSGAZ curtails or rejects any Binding Bid at the IP where capacity is made available as bundled capacity, the bundled Binding Bid made with the other TSO Concerned will also be curtailed or rejected to the same extent.  According to article 24.4 of CAM NC if a redistribution of revenues could potentially lead to a decrease in the level of binding commitments for contracting capacity required for a positive single economic test outcome, TSOs may submit to the NRA(
s)for coordinated approvals the mechanisms for a redistribution of revenues from incremental capacity.  If after the above actions, where possible, the EVT for DESFA is positive but the bids at the IP still lead to a negative EVT for BULGARTRANSGAZ, no capacity allocation will take place at the IP. DESFA shall have the right to conduct an EVT excluding the IP for the rest of the interconnection points and entry points where incremental capacity is offered in the Market Test according to the Guidelines. Ιn case at the me of the Binding Bidding Phase there is capacity already available at the IP, the TSOs will ﬁrst allocate to the Par cipants the already available capacity and, subsequently, any incremental capacity. If, according to the aforemen oned procedure, no incremental capacity is allocated at the IP and no incremental capacity is allocated at other points of the DESFA System that are linked to the IP by at least one Linked Bid:
a)The available capacity at the IP shall not be allocated to the Par cipants, and
b)DESFA shall exclude from the EVT calcula ons the revenues from the Binding Bids at the IP. The TSOs shall jointly communicate the EVT results of the Binding Bidding Phase to respec ve Par cipants no later than the date set for milestone “3. Capacity Alloca on” as per Sec on 4.2, subject to the present Sec on in case of a nega ve EVT. 5.7 Gas Transportation Agreement Each successful Par cipant shall enter a GTA with the TSO Concerned according to the respec ve applicable regulatory framework in rela on to the allocated capacity. In addi on to the TSO-speciﬁc requirements, TSOs have aligned a number of key mings and milestones in the GTA process – these concern:  Countersignature or signature of the relevant GTAs by the date set for milestone “4. Execu on of GTAs” as per Sec on 4.2;  The GTA(
s)becoming fully eﬀec ve upon a set of speciﬁc Condi ons Precedent being met to the sa sfac on of each TSO by the Long Stop Date; 31  Closing of the Incremental Capacity Project and declaring the GTAs void if the Condi ons Precedent are not met or waived by respec ve TSOs by the Long Stop Date. Further details, reﬂec ng applicable law and commercial speciﬁcs are provided, in rela on to each TSO below. 5.7.1 DESFA In case of a posi ve EVT, each Par cipant is bound to the commitments arising from the successful outcome of the procedure. DESFA will send to the Par cipant(
s)that have been allocated capacity the GTA, which must be returned to DESFA, signed by the Par cipant no later than the date set for milestone “4. Execu on of GTAs” as per Sec on 4.2. It is intended that the ﬁnal posi ve outcome of the EVT leading to the realiza on of the Incremental Capacity Project is subject to the execu on of the GTA(
s)by all the Par cipants(
s)with successful binding commitments. DESFA may waive said requirement for execu on of the GTA(
s)by all the Par cipants(
s)with successful binding commitments, in case the non-execu on of one or more of the GTAs does not alter the result of the EVT to nega ve and upon consulta on with RAEWW. The signed by both par es (DESFA and the Par cipant) GTA(
s)will each become fully eﬀec ve upon a set of Condi ons Precedent being met to the sa sfac on of DESFA, including:     DESFA’s relevant part of the Incremental Capacity Project, as described in Sec on 1.2.1, has been uncondi onally included in DESFA’s latest approved TYNDP and DESFA has proceeded with an FID by the Long Stop Date. The relevant GTAs between the Par cipant and TSOs Concerned have become fully eﬀec ve by the Long Stop Date. BULGARTRANSGAZ has decided to proceed with the Incremental Capacity Project, due to the fact that their speciﬁc Condi ons Precedent, as described in the Project Proposal have been met or waived and has no ﬁed DESFA by the Long Stop Date. DESFA’s updated es ma ons for the cost of the Project, which will be based on the detailed design that will follow the Capacity Alloca on, will not alter the result of a posi ve EVT. If the Condi ons Precedent are not met or waived by DESFA by the Long Stop Date, DESFA may close the Incremental Capacity Project. In such case, the GTAs shall be terminated ipso jure and the GTA Bank Guarantee returned to the Par cipant. 32 The Par cipants shall have a step-out op on according to which they will be able to withdraw from the GTA without any liability, with the excep on of the actual costs incurred by DESFA up to that point allocated as foreseen below. In order to exercise the step-out op on, Par cipants shall duly no fy DESFA in this regard no later than three

(3)months before the Long Stop Date. The Par cipant shall present to DESFA ﬁve

(5)Business Days before GTA execu on the required Bank Guarantee (GTA Bank Guarantee), cashable at ﬁrst request, 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 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 the Bank Guarantee 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. The GTA Bank Guarantee shall be equal to the maximum annual capacity charge for the capacity allocated to that Par cipant. Once the GTA Bank Guarantee described here above is presented to DESFA, the Bank Guarantee indicated in Sec ons 5.1, will be returned. The GTA Bank Guarantee shall have a dura on and shall remain valid un l the end of the sixth month succeeding the end of the ﬁrst year of the transporta on services provided to that Par cipant in rela on to the capacity allocated to the said Par cipant within the framework of the incremental capacity process. One

(1)month before the COD for DESFA, the Par cipant shall present to DESFA the guarantee required according to the relevant provisions of the NNGS Standard Transmission Agreement and chapter 3A of the NNGS Network Code for the capacity allocated to that Par cipant in the context of the Incremental Capacity Process. For the capacity allocated to that Par cipant in the context of the Incremental Capacity Process the guarantee under the NNGS Transmission Agreement is calculated as per ar cle 21H of the NNGS Network Code. For the avoidance of any doubt, all other Par cipant’s obliga ons should be fulﬁlled pursuant to the relevant provisions of the NNGS Network Code and the NNGS Standard Transmission Agreement, as applicable from me to me. The Par cipant has the right to request the reduc on of Its GTA Bank Guarantee up to the amount corresponding to the part of the guarantee provided for the capacity booked under the NNGS Standard Transmission Agreement. No later than six

(6)months a er the end of the ﬁrst year of the transporta on services provided to that Par cipant, and only if said Par cipant has duly and mely paid the charges invoiced by DESFA for that year, the GTA Bank Guarantee shall be returned to the Par cipant. 33 In the event of a posi ve EVT, if the successful Par cipant does not issue the GTA Bank Guarantee or does not execute the GTA it shall pay a penalty to DESFA equal to the value of the Binding Bid Bank Guarantee described in Sec ons 5.1. If the GTAs do not become eﬀec ve, as provided for in this Sec on, DESFA will allocate the actual costs incurred by DESFA for the Incremental Capacity Process up to that point to each Par cipant with a GTA, pro rata to the amount of their GTA Bank Guarantees. The GTA Bank Guarantee will be returned a er such actual costs have been se led. Once the GTA becomes fully eﬀec ve, the Par cipant shall be required to pay to DESFA all the applicable transmission charges with start date from the date the capacity is made available and for full dura on for which capacity has been allocated to that Par cipant, in accordance with the terms of the GTA. 5.7.2 BULGARTRANSGAZ In case of a posi ve EVT, each Par cipant is bound to the commitments arising from the successful outcome of the procedure. The signed by both par es (BULGARTRANSGAZ and the Par cipant) CBA(s) will each become fully eﬀec ve upon a set of Condi ons Precedent being met to the sa sfac on of BULGARTRANSGAZ, including:     BULGARTRANSGAZ relevant part of the Incremental Capacity Project, as described in Sec on 1.2.2, has been uncondi onally included in BULGARTRANSGAZ latest approved TYNDP and BULGARTRANSGAZ has proceeded with an FID by the Long Stop Date. The relevant GTAs between the Par cipant and TSOs Concerned have become fully eﬀec ve by the Long Stop Date. Other TSOs Concerned have decided to proceed with the Incremental Capacity Project, due to the fact that their speciﬁc Condi ons Precedent, as described in the Project Proposal have been met or waived and have no ﬁed BULGARTRANSGAZ by the Long Stop Date. BULGARTRANSGAZ’s updated es ma ons for the cost of the Project, which will be based on the detailed design that will follow the Capacity Alloca on, will not alter the result of a posi ve EVT. If the Condi ons Precedent are not met or waived by BULGARTRANSGAZ by the Long Stop Date, BULGARTRANSGAZ may close the Incremental Capacity Project and void the GTAs and return the GTA Bank Guarantee to the Par cipant. 34 The Par cipants shall have a step-out op on according to which they will be able to withdraw from the CBA without any liability, with the excep on of the actual costs incurred by BULGARTRANSGAZ up to that point allocated as foreseen below. In order to exercise the step-out op on, Par cipants shall duly no fy BULGARTRANSGAZ in this regard no later than three

(3)months before the Long Stop Date. The Par cipant shall present to BULGARTRANSGAZ no later than 5 (ﬁve) Business Days before GTA execu on the required Bank Guarantee (GTA Bank Guarantee), uncondi onal, irrevocable, cashable at ﬁrst request of BULGARTRANSGAZ, with a possibility to be fully or par ally used, issued by any EU 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 subsidiary of an EU bank with a minimum investment grade credit ra ng (as described above) which has been approved in advance by BULGARTRANSGAZ, at its sole discre on. The GTA Bank Guarantee shall be with minimum value of 10% of the value of the incremental capacity allocated to that Par cipant (based on the indica ve reference price made available by BULGARTRANSGAZ, (including any premium). Once the GTA Bank Guarantee described here above is presented to BULGARTRANSGAZ, the Bank Guarantee indicated in Sec ons 5.1, will be returned. The bank guarantee must contain an obliga on of the guarantor-bank to make an uncondi onal payment at BULGARTRANSGAZ ﬁrst wri en demand in case the User had failed to perform its obliga on to pay the due amounts under a signed GTA. The bank guarantee shall be issued in Euro, calculated at the Bulgarian Na onal Bank ﬁxed exchange rate Euro/BGN. The GTA Bank Guarantee shall have a dura on and shall remain valid un l two

(2)months a er the end of dura on of last in me allocated capacity. A er ﬁnishing every gas year of service provided part of Bank Guarantee corresponding to the reserved capacity in this year can be released a er par cipant request if the par cipant haven’t due payments to BULGARTRANSGAZ. In the event of a posi ve EVT, if the successful Par cipant does not issue the GTA Bank Guarantee or does not execute the GTA it shall pay a penalty to BULGARTRANSGAZ equal to the value of the Binding Bid Bank Guarantee described in Sec ons 5.1. If the GTAs do not become eﬀec ve, as provided for in this Sec on, BULGARTRANSGAZ will allocate the actual costs incurred by BULGARTRANSGAZ for the Incremental Capacity Process up to that point to each Par cipant with a GTA, pro rata to the amount of their GTA Bank Guarantees. The GTA Bank Guarantee will be returned a er such actual costs have been se led. Following the execu on of the GTA, the Par cipant shall be required to pay to BULGARTRANSGAZ all the applicable transmission charges with start date from the date the capacity is made available 35 and for full dura on for which capacity has been allocated to that Par cipant, in accordance with the terms of the GTA. 5.8 Progress of the project, lack of permits, delays in making available the capacity The TSOs Concerned will share with the relevant Par cipants the progress of the Incremental Capacity Project. By signing the GTA/CBA, the Par cipant shall be deemed to have accepted that, if the authoriza ons, permissions, easements, procurement contracts and any other relevant land rights necessary for the construc on phase of the project are not obtained/signed or delayed, then the execu on mes for the implementa on of the Incremental Capacity Project will be considered correspondingly extended, and TSOs shall have no liability to any Par cipant in connec on with such delays, other than what may be set out in the relevant GTA/CBA. 5.9 Force Majeure Force Majeure condi ons of the diﬀerent TSOs are deﬁned in their respec ve contractual terms as indicated below. 5.9.1 DESFA For DESFA, “Force Majeure” for the Binding Bidding Phase is deﬁned in the NNGS Network Code and for the implementa on of the GTA in its relevant terms. 5.9.2 BULGARTRANSGAZ For BULGARTRANSGAZ the term “"Force Majeure”" means circumstances not reasonably foreseen by, unable to be avoided by and beyond the control of the Party, including but not limited to the following: (

a)extraordinary forces of nature: ﬂoods, earthquakes, landslides, ﬁres, explosions and other unavoidable accidents; (
b)strikes, boyco s, lockouts, sabotage, military ac ons and wars. For avoidance of doubt the lack of funds cannot be considered as Force Majeure. A Force Majeure event does not include any act of public authori es of the country where the Party is incorporated or the country where the Party has its registered seat, or lack thereof. Following the occurrence of any circumstances of Force Majeure, the aﬀected Party shall no fy the other Party of the occurrence and the expected extent and dura on of such circumstances 36 and take all economically reasonable measures, which may be useful to ensure the resump on of the normal performance of the Contract within the shortest possible me. The termina on of the Contract due to Force Majeure circumstances shall take place only by mutual consent of the Par es. 5.10 Element IND and RP for fixed price approach 5.10.1 DESFA To be consistent with the tariﬀ regulatory framework in place, DESFA will apply ﬂoa ng applicable payable price derived from its reference price methodology also to incremental capacity. DESFA is therefore not considering the adop on of a ﬁxed price approach and consequently elements IND and RP foreseen by Commission Regula on (EU) 2017/460 are not relevant. 5.10.2 BULGARTRANSGAZ With regard to incremental capacity, BULGARTRANSGAZ will apply ﬂoa ng applicable payable price derived from the Methodology determining prices for access and transmission of natural gas through the gas transmission networks owned by BULGARTRANSGAZ (Issued by the State Energy and Water Regulatory Commission, promulgated State Gaze e No. 72 of 29.08.2014 in force as of 1.10.2014). BULGARTRANSGAZ is therefore not considering the adop on of a ﬁxed price approach and consequently elements IND and RP foreseen by Commission Regula on (EU) 2017/460 are not relevant. 5.11 Level of user commitments (f-factor) 5.11.1 DESFA The level of user commitments (f-factor) for the individual EVT on the Greek side of the IP Kulata/Sidirokastro for Oﬀer Level 1 in the direc on from DESFA towards BULGARTRANSGAZ System is equal to 0.7. The level of user commitments (f-factor) for the individual EVT on the Greek side of the IP Kulata/Sidirokastro for Oﬀer Level 2 in the direc on from DESFA towards BULGARTRANSGAZ System is equal to 0.7. The level of user commitments (f-factor) for the individual EVT on the Greek side of the IP Kulata/Sidirokastro for Oﬀer Level 3 in the direc on from DESFA towards BULGARTRANSGAZ System is equal to 0.7. 37 5.11.2 BULGARTRANSGAZ The level of user commitments (f-factor) for the individual EVT on the Bulgarian side of the IP Kulata/Sidirokastro for Oﬀer Level 1 is equal to 0.5. The level of user commitments (f-factor) for the individual EVT on the Bulgarian side of the IP Kulata/Sidirokastro for Oﬀer Level 2 is equal to 0.7. 6. Economic Viability Test Parameters 6.1 BULGARTRANSGAZ 6.1.1 Reference price The economic test will be carried out by BULGARTRANSGAZ a er binding commitments of network users for contrac ng capacity have been obtained and shall consist of the following parameters: BULGARTRANSGAZ will use the tariﬀ for the gas year 1 October 2024 - 30 September 2025 that will be published and valid for the same gas year, as es mated reference price for the Economic Test. For indica ve purposes, the tariﬀ for the current price period (1 October 2023 - 30 September 2024) for long term bookings at IP Kulata/Sidirokastro, in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ, according to the applicable tariﬀ regula on, is equal to 267,0619 BGN/MWh/d/y without VAT included (approx. 136.5465 EUR/MWh/d/y without VAT included as per the current ﬁxed exchange rate of 1.95583 BGN/EUR). 6.1.2 Mandatory minimum premium For Oﬀer Level 1, BULGARTRANSGAZ will not apply a mandatory minimum premium for the purpose of the Economic Test. For Oﬀer Level 2, BULGARTRANSGAZ envisages a mandatory minimum premium equal to 94,13 BGN/MWh/d/y, equal to 48,13 EUR/MWh/d/y (as per the current ﬁxed exchange rate of 1.95583 BGN/EUR). 6.1.3 Present value of estimated increase in allowed revenue For Oﬀer Level 1, the present value of es mated increase in allowed revenue for BULGARTRANSGAZ is equal to 207 725 thousand BGN without VAT (106 208 thousand EUR without VAT, as per the current ﬁxed exchange rate of 1.95583 BGN/EUR). 38 For Oﬀer Level 2, the present value of es mated increase in allowed revenue for BULGARTRANSGAZ is equal to 526 599 thousand BGN without VAT (269 245,8 thousand EUR without VAT, as per the current ﬁxed exchange rate of 1.95583 BGN/EUR). 6.2 DESFA 6.2.1 Reference price The tariﬀs for the allocated capacity shall be governed by the principles and methodology detailed in the Tariﬀ Regula on as in force at any given me. Consistently with the current tariﬀ regulatory framework, DESFA considers applying a ﬂoa ng reference price. For indica ve purposes, the tariﬀ for the current regulatory period for long term bookings at Kulata/Sidirokastro, in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ, according to the Tariﬀ Regula on, as in force at the me of publica on of this Project Proposal is equal to 4,3000262 €/(kWh/h)/y without taking into account any regulatory adjustment provisioned in the applicable Tariﬀ Regula on. The inclusion of the Project of the Oﬀer Level 1 in DESFA’s Regulated Asset Base (RAB) will lead to an es mated tariﬀ equal to 5,1409195 €/(kWh/h)/y being the Reference Price for DESFA’s calcula ons for the EVT. The inclusion of the Project of the Oﬀer Level 2 in DESFA’s RAB will lead to an es mated tariﬀ equal to 5,6808396 €/(kWh/h)/y being the Reference Price for DESFA’s calcula ons for the EVT. The inclusion of the Project of the Oﬀer Level 3 in DESFA’s RAB will lead to an es mated tariﬀ equal to 5,7074633 €/(kWh/h)/y being the Reference Price for DESFA’s calcula ons for the EVT. For the avoidance of doubts, in all cases, the reference price eﬀec vely applied will be ﬁnally determined according to the provisions of the regulatory framework in place at the me of the transmission service and considering the actual costs incurred by the TSO. 6.2.2 Mandatory minimum premium For Oﬀer Level 1 in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ the mandatory minimum premium is equal to 0,4080 €/kWh/h/year. For Oﬀer Level 2 in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ the mandatory minimum premium is equal to 0,2880 €/kWh/h/year. For Oﬀer Level 3 in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ the mandatory minimum premium is equal to 0 €/kWh/h/year. 6.2.3 Present value of estimated increase in allowed revenue The present value of the es mated increase of the allowed revenues associated to the investments for Oﬀer level 1 in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ is es mated to approximately 152,293,723 €. 39 The present value of the es mated increase of the allowed revenues associated to the investments for Oﬀer level 2 in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ is es mated to approximately 255,434,644 €. The present value of the es mated increase of the allowed revenues associated to the investments for Oﬀer level 3 in the direc on from DESFA System towards BULGARTRANSGAZ is es mated to a

🔗 Στην επίσημη πηγή

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