← Ελλάδα

ΑΠΟΦΑΣΗ ΚΛΑΔΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΗΣ ΡΑΑΕΥ ΥΠ’ ΑΡΙΘΜ. Ε-95/2024 Έγκριση της Πρότασης Έργου Επαύξησης Δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης «IP Komotini – DESFA

ΑΠΟΦΑΣΗ ΚΛΑΔΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΗΣ ΡΑΑΕΥ ΥΠ’ ΑΡΙΘΜ. Ε-95/2024 Έγκριση της Πρότασης Έργου Επαύξησης Δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης «IP Komotini – DESFA/IGB», σύμφωνα με την Κοινή Απόφαση των Ρυθμιστικών Αρχών Ελλάδας και Βουλγαρίας 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-95/2024 Έγκριση της Πρότασης Έργου Επαύξησης Δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης «IP Komotini – DESFA/IGB», σύμφωνα με την Κοινή Απόφαση των Ρυθμιστικών Αρχών Ελλάδας και Βουλγαρίας Ο Κλάδος Ενέργειας της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων Κατά την τακτική συνεδρίαση της Σύνθεσης του Κλάδου, στην έδρα της Αρχής, την 25η Απριλίου 2024, και Λαμβάνοντας υπόψη:

  1. Τις διατάξεις του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459 της Επιτροπής της 16 ης Μαρτίου 2017 για τη θέσπιση κώδικα δικτύου σχετικά με μηχανισμούς κατανομής δυναμικότητας στα συστήματα μεταφοράς αερίου και για την κατάργηση του κανονισμού (ΕΕ) αριθ. 984/2013 (ΕΕ L 72/17.03.2017), και ιδίως του Κεφαλαίου V αυτού.
  2. 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.
  3. Τις διατάξεις της Οδηγίας 2009/73/ΕΚ (εφεξής «Οδηγία») του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου της 13ης Ιουλίου 2009 σχετικά με τους κοινούς κανόνες για την εσωτερική αγορά φυσικού αερίου και την κατάργηση της οδηγίας 2003/55/ΕΚ. 1
  4. 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.
  5. 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-
  7. Την υπ’ αριθμ. 768/2018 Απόφαση της ΡΑΕ (ΦΕΚ Β’ 4052/17.9.2018) και P-BO-2/8.8.2018 Απόφαση της EWRC (αριθμ. πρωτ. ΡΑΕ Ι-244251/14.08.2018) με τις οποίες εγκρίθηκε το κοινό κείμενο με τίτλο «Final Joint Decision of the Energy Regulators on the Exemption Application of ICGB AD - Energy and Water Regulatory Commission (Bulgaria) and Regulatory Authority for Energy (Greece)», όπως τροποποιήθηκαν με τις Αποφάσεις ΡΑΑΕΥ 568/2020, 424/2021, 742/2022 και Ε-66/2024 και, αντίστοιχα, της EWRC P-BO-1/20.3.2020, P-BO-1 /20.5.2021, PBO-330.9.2022 και P-BO-4/21.3.2024, και ισχύουν (εφεξής, η «Απόφαση Εξαίρεσης»).
  8. Τις αποφάσεις υπ’ αριθμ. 918/2019 της ΡΑΕ (Β’ 1531) και Κ-1/08.10.2019 της EWRC με τις οποίες εγκρίθηκαν ο Κώδικας Διαχείρισης και ο Κανονισμός Τιμολόγησης του IGB, όπως τροποποιήθηκαν με τις υπ’ αριθμ. 743/2022 Απόφαση της ΡΑΕ (Β΄5185) και K-1/30.09.2022 Απόφαση της EWRC, αντίστοιχα, και ισχύουν.
  9. Τις διατάξεις της υπ’ αριθμ. Δ1/Α/5346/22.03.2010 απόφασης του Υφυπουργού Περιβάλλοντος Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής με θέμα «Κώδικας Διαχείρισης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου» (Β΄379/01.04.2010) (εφεξής ο «Κώδικας Διαχείρισης ΕΣΦΑ»), όπως τροποποιήθηκε με τις υπ’ αριθμ. 1096/2011 (Β’ 2227/2011), 526/2013 (Β’ 3131/2013), 239/2017 (Β’ 1549/2017 και Β’ 2159/2017), 123/2018 (Β΄ 788/2018), 1005/2019 (Β΄ 4088/2019), υπ’ αριθμ. 727/2020 (Β’ 1684/2020), 1035/2020 (Β’ 2840/2020), 1400/2020 (Β’ 4585/2020), 1433/2020 (Β’ 4799/2020 & Β΄5078/2020), 735/2021 (Β΄ 4687/2021), 1060/2021 (Β΄ 37/2022), 586/2022 (Β’ 3823/2022), 590/2022 (Β΄ 4270/2022), 645/2022 (Β΄ 4269/2022), 748/2022 (Β΄5176/2022), 771/2022 (Β΄5576/2022), 822/2022 (Β΄69/2023) και Ε-142/2023 (Β’ 5773/2023) Αποφάσεις της ΡΑAΕY.
  10. 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. 2
  11. Την υπ΄ αριθμ. Ε-68/2023 Απόφαση του Κλάδου Ενέργειας της ΡΑΑΕΥ με θέμα: «Έγκριση του Προγράμματος Ανάπτυξης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου για την περίοδο 2023-2032» (Β’ 5595/2023).
  12. 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».
  13. Την αριθμ. Ε-69/2023 (Β’ 7096/18.12.2023) απόφαση της Αρχής με θέμα «Έγκριση του Επιτρεπόμενου Εσόδου για τη Ρυθμιστική Περίοδο 2024-2027 και του Απαιτούμενου Εσόδου για το έτος 2024 για την Υπηρεσία Μεταφοράς και τη Βασική Υπηρεσία Εγκατάστασης ΥΦΑ, καθώς και Αναπροσαρμογή του Τιμολογίου Χρήσης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου για το έτος 2024».
  14. Την από 29.3.2023 Πρόσκληση Ενδιαφέροντος Μη Δεσμευτικών Αιτημάτων για την κατανομή μελλοντικής αδιάλειπτης δυναμικότητας στο ΕΣΦΑ, συμπεριλαμβανομένης της εγκατάστασης ΥΦΑ στη Ρεβυθούσα και τις διασυνδέσεις του ΕΣΦΑ με άλλα συστήματα της ΔΕΣΦΑ Α.Ε. 1
  15. 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
  17. Τις από 3.7.2023 ανακοινώσεις των ΔΕΣΦΑ και ICGB σχετικά με την εκκίνηση της Διαδικασίας Επαύξησης Δυναμικότητας σύμφωνα με το κεφάλαιο V του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
  19. Την κοινή Έκθεση Εκτίμησης Ζήτησης (ΕΕΖ) Επαυξημένης δυναμικότητας για το διασυνοριακό σημείο διασύνδεσης εισόδου-εξόδου Κομοτηνή των γειτνιαζόντων συστημάτων μεταφοράς φυσικού αερίου μεταξύ Ελλάδας και Βουλγαρίας, η οποία συντάχθηκε από κοινού από τους Διαχειριστές ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και ICGB A.D. και αναρτήθηκε στις ιστοσελίδες τους στις 23 Οκτωβρίου 2023 κατά τα οριζόμενα στο άρθρο 26 του υπ’ αριθμ. 2017/459 Κανονισμού (ΕΕ) της Επιτροπής της 16ης Μαρτίου 2017 για τη θέσπιση κώδικα δικτύου σχετικά με μηχανισμούς κατανομής δυναμικότητας στα συστήματα μεταφοράς αερίου και για την κατάργηση του κανονισμού (ΕΕ) αριθ. 984/2013.3
  20. Τις παρουσιάσεις που έλαβαν χώρα στη διαδικτυακή ημερίδα της ΔΕΣΦΑ Α.Ε. για την επικείμενη δεσμευτική φάση της Δοκιμής Αγοράς και της Διαδικασίας Επαύξησης 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 3 ΔΕΣΦΑ: https://www.desfa.gr/userfiles/5fd9503d-e7c5-4ed8-9993-a84700d05071/DESFA-ICGB DAR for Komotini 2023-final-20-10-2023.pdf και ICGB: https://www.icgb.eu/media/yxopxm5y/eng-dar-desfa-icgb-for-komotini-2023-final-20-10-2023.pdf 3 Δυναμικότητας σύμφωνα με τις διατάξεις του Κανονισμού (ΕΕ) 459/2017 στις 2 Απριλίου
  22. Την υπ’ αριθμ. πρωτ. IV-02/02.04.2024 επιστολή της ICGB A.D με θέμα «Submission of Project proposals for the Incremental Capacity Process 2023» προς τη Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων με το οποίο υποβλήθηκαν στη ΡΑΑΕΥ οι προτάσεις έργου για την επαύξηση δυναμικότητας στα Σημεία Διασύνδεσης Κομοτηνή και Stara Zagora (αριθμ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ Ι-370768/02.04.2024).
  23. Την από 3.4.2024 ηλεκτρονική επιστολή 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).
  24. Το υπ΄ αριθμ. Ε-15-59-10/16.04.2024 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, owned by ICGB AD and the gas transmission system, owned by DESFA S.A. – “Komotini”» (ΡΑΑΕΥ Ι-371714/16.04.2024).
  25. Το υπ΄αριθμ. O-109682/19.04.2024 έγγραφο της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων προς τη Ρυθμιστική Αρχή της Βουλγαρίας με θέμα: «Project Proposal of BULGARTRANSGAZ and ICGB for the Incremental Capacity Process 2023 for Stara Zagora».
  26. Το υπ΄αριθμ. O-109744/19.04.2024 έγγραφο της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων προς τη Ρυθμιστική Αρχή της Βουλγαρίας με θέμα: «Project Proposal of DESFA and ICGB for the Incremental Capacity Process 2023 for Komotini».
  27. Την υπ’ αριθμ. πρωτ. IV-17/19.04.2024 επιστολή της ICGB AD με θέμα «Letter Ex. № Е-1559-10/16.04.2024 of the EWRC regarding incremental capacity project at interconnection point DESFA SA Komotini» (αριθμ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ I-372169/23.04.2024).
  28. 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).
  29. 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
  30. Σκέφτηκε ως εξής: 4 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 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: «
  31. 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 5 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· ζ) όταν για το έργο επαυξημένης δυναμικότητας ακολουθείται προσέγγιση σταθερής τιμής, τα στοιχεία που περιγράφονται στο άρθρο 24 στοιχείο β) του κανονισμού (ΕΕ) 2017/
  33. 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/
  34. 6
  35. 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: «
  36. 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.
  37. Με την επιφύλαξη της έγκρισης από την εθνική ρυθμιστική αρχή, μπορεί να χρησιμοποιηθεί εναλλακτικός μηχανισμός κατανομής δυναμικότητας, όποτε, από την έκθεση εκτίμησης της ζήτησης σύμφωνα με το άρθρο 26 ή από τη διαβούλευση που ορίζεται στο άρθρο 27 παράγραφος 3, μπορεί εύλογα να συναχτεί το συμπέρασμα ότι η δημοπρασία αυξανόμενου ρολογιού δεν είναι κατάλληλη και ότι το έργο επαυξημένης δυναμικότητας πληροί αμφότερες τις ακόλουθες προϋποθέσεις: α) περιλαμβάνει περισσότερα από δύο συστήματα εισόδου-εξόδου και κατά τη διαδικασίας κατανομής ζητούνται προσφορές για διάφορα σημεία διασύνδεσης· β) ζητούνται προσφορές με διάρκεια άνω του ενός έτους.
  38. 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.
  39. Ο εναλλακτικός μηχανισμός κατανομής υπόκειται σε εγκρίσεις από τις αρμόδιες εθνικές ρυθμιστικές αρχές σύμφωνα με το άρθρο 28 παράγραφος
  40. 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.
  41. 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». 7 Επειδή, σύμφωνα με τα οριζόμενα στις διατάξεις των παραγράφων 8 και 9 του άρθρου 8 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459: «
  42. 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.
  43. 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: «
  44. Κατά την εφαρμογή της οικονομικής δοκιμής που αναφέρεται στο άρθρο 22, η εθνική ρυθμιστική αρχή καθορίζει το επίπεδο του παράγοντα f για συγκεκριμένο επίπεδο προσφοράς, λαμβάνοντας υπόψη τα εξής: α) την ποσότητα της τεχνικής δυναμικότητας που παρακρατείται σύμφωνα με το άρθρο 8 παράγραφοι 8 και 9· β) τα εξωτερικά οφέλη του έργου επαυξημένης δυναμικότητας για την αγορά ή το δίκτυο μεταφοράς, ή και για τα δύο· γ) τη διάρκεια των δεσμεύσεων των χρηστών του 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.
  45. 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, ο ΔΕΣΦΑ είναι ένα πλήρως ρυθμιζόμενο Σύστημα Μεταφοράς, συνεπώς στα Σημεία Διασύνδεσής του (Interconnection Points, IPs) έχει άμεση εφαρμογή ο Κανονισμός (ΕΕ) 2017/
  46. Επειδή, με κοινή απόφαση των Ρυθμιστικών Αρχών Ελλάδας και Βουλγαρίας (σχετικό 6) χορηγήθηκε στην εταιρεία ICGB AD για τον αγωγό Interconnector Greece-Bulgaria (IGB) εξαίρεση κατά το άρθρο 36 της Οδηγίας 2009/73/ΕΚ από τον ιδιοκτησιακό διαχωρισμό, την πρόσβαση τρίτων (μερικώς) και την έγκριση τιμολογίων για 25 χρόνια. Συγκεκριμένα, από τις διατάξεις της Οδηγίας 2009/73/ΕΚ περί πρόσβασης τρίτων (άρθρο 32) εξαιρέθηκε μόνο το τμήμα της δυναμικότητας που είχε δεσμευθεί στη Δοκιμή Αγοράς που είχε διενεργηθεί ενόψει της αίτησης εξαίρεσης της εταιρείας ICGB AD. Σύμφωνα με τα οριζόμενα στην Απόφαση Εξαίρεσης, 8 η ICGB AD ως Διαχειριστής του IGB οφείλει να εφαρμόζει όλους τους Ευρωπαϊκούς Κανονισμούς στο βαθμό που δεν αντίκεινται στην Απόφαση Εξαίρεσης. Κατά τούτο, η κατανομή δυναμικότητας για το υπόλοιπο τμήμα της δυναμικότητας υπόκειται στις διατάξεις του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/
  47. Το ίδιο ισχύει για τυχόν επαύξηση της δυναμικότητας του αγωγού, η οποία οφείλει να ακολουθεί τις διατάξεις του Κεφαλαίου V του ίδιου Κανονισμού, όπως διευκρινίστηκε στην τελευταία αναθεώρηση της Απόφασης Εξαίρεσης (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε66/2024, βλ. σχετικό 6). 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 9 και 10), 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 13). Σύμφωνα με τα στοιχεία της Έκθεσης Εκτίμησης Ζήτησης για την επέκταση του ΕΣΦΑ που δημοσιεύθηκαν στην ιστοσελίδα του (σχετικό 14), είκοσι επτά εταιρείες εκδήλωσαν ενδιαφέρον στο πρώτο στάδιο του Market Test, υποβάλλοντας σχετικές μη δεσμευτικές προσφορές. Το ενδιαφέρον αφορούσε 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, συμπεριλαμβανομένης 4 Η 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. 9 της Κομοτηνής, που αποτελεί Σημείο Διασύνδεσης του εθνικού συστήματος φυσικού αερίου της Ελλάδας με τον αγωγό IGB, για ροή φυσικού αερίου από Ελλάδα προς Βουλγαρία. Ειδικά για το Σημείο Διασύνδεσης «IP Komotini DESFA/IGB» (EIC Code: 21Z0000000005398) 5, με βάση τα αποτελέσματα της μη δεσμευτικής φάσης του Market Test παρουσιάστηκε ενδιαφέρον για κατεύθυνση ροής από Ελλάδα προς Βουλγαρία για 24 έτη (2023-2047), η οποία φτάνει έως και σε μέγιστη δυναμικότητα 190 GWh/ημέρα. Αυτά είναι αιτήματα είτε μόνο για έξοδο στο Σημείο Κομοτηνή είτε συζευγμένα (linked) με είσοδο στο Σημείο Εισόδου Αμφιτρίτη και έξοδο στο Σημείο Κομοτηνή. Οι αιτηθείσες δυναμικότητες υπερβαίνουν την τεχνική δυναμικότητα του Σημείου Διασύνδεσης, επομένως ο Διαχειριστής εξέτασε 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 24 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 την Πρόταση του Έργου Επαύξησης Δυναμικότητας. Βάσει της πρότασης αυτής, ο Κλάδος Ενέργειας της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων, καθόρισε κατευθυντήριες γραμμές για τη διεξαγωγή της δεσμευτικής φάσης της Διαδικασίας Επαυξημένης Δυναμικότητας και του Market Test του έτους 2023 (σχετικό 25), κατά τρόπο ώστε να συνδυαστεί κατάλληλα με την επαύξηση δυναμικότητας των Σημείων Διασύνδεσης από κοινού με τους γειτονικούς διαχειριστές, όπως περιγράφεται στον Κανονισμό. (ΕΕ) 2017/
  1. Βάσει των κατευθυντηρίων γραμμών, προσφέρονται τρία Επίπεδα Προσφοράς (Offer Levels), που αφορούν πλήρη, μερική ή περιορισμένη επαύξηση του Συστήματος ως ακολούθως: Πρόταση Επέκτασης ΕΣΦΑ Πλήρης (Full) Μερική (Partial) Περιορισμένη (Limited) Τμήμα όπου απαιτείται να τοποθετηθεί δεύτερος αγωγός Πάτημα-Νέα Μεσημβρία ΚατερίνηΛιβαδειά ΡαψάνηΜπράλος 410 Απαιτείται αναβάθμιση του Συμπιεστή στη Νέα Μεσημβρία; Σημαντική Μέτρια/Σημαντική 250 Μέτρια Μικρή 160 Μικρή Καμία Μήκος (χλμ) 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 5 Σε αντιδιαστολή με το Σημείο Διασύνδεσης «IP Komotini TAP/IGB». 10 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. €) Επειδή, 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 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. Επειδή, 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 Κομοτηνή. 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 επέκταση, δηλαδή αν και ποιο Επίπεδο Προσφοράς θα υλοποιήσει. Συνεπώς, η Οικονομική 11 Δοκιμή (Economic Viability Test, EVT) από την πλευρά του ΔΕΣΦΑ θα λάβει χώρα συνολικά για όλα τα Σημεία, περιλαμβανομένης της Κομοτηνής. 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, την Ουγγαρία, τη Σλοβακία, τη Μολδαβία 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). 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, αποφασίσαν 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
  2. Για το λόγο αυτό, οι 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 το αργότερο 2 μήνες πριν την προσφορά της επαυξημένης δυναμικότητας, σύμφωνα με τον Ευρωπαϊκό Κανονισμό, ήτοι στις 2 Μαΐου
  3. 12 Δ. Επί της εισήγησης των Διαχειριστών για την πρόταση έργου επαύξησης δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Κομοτηνή 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 υποβάλλουν 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 ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και ICGB A.D. εκκίνησαν τη μη δεσμευτική φάση της διαδικασίας για την επαύξηση δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Κομοτηνή. Οι Διαχειριστές έλαβαν μη δεσμευτικές προσφορές για τα έτη 2024-2047, στην κατεύθυνση από Ελλάδα προς Βουλγαρία, με μέγιστη αιτηθείσα δυναμικότητα 137.374.630 kWh/ημέρα για τα έτη αερίου από 2025-2026 έως 2028-
  4. Επειδή, οι Διαχειριστές εκπόνησαν από κοινού Έκθεση Εκτίμησης Ζήτησης, αξιολογώντας τα σχετικά αιτήματα, η οποία δημοσιεύτηκε στις ιστοσελίδες τους στις 23 Οκτωβρίου 2023 (σχετικό 13). 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/
  5. Ακολούθως, οι δύο Διαχειριστές, ΔΕΣΦΑ και ICGB, ακολουθώντας τις διατάξεις και τις προβλεπόμενες προθεσμίες του Κανονισμού, διεξήγαγαν από κοινού δημόσια διαβούλευση, από τις 07.02.2024 έως τις 08.03.2024, 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. 6 6 ICGB: https://www.icgb.eu/media/t1gph0gc/project-proposal-desfa-icgb.pdf ΔΕΣΦΑ: https://www.desfa.gr/userfiles/5fd9503d-e7c5-4ed8-9993-a84700d05071/20240207_Project Proposal DESFA-ICGB.pdf 13 Ο ΔΕΣΦΑ (σχετικό 19) και ο ICGB (σχετικό 18) υπέβαλαν προς έγκριση την Κοινή Πρόταση Έργου για το έργο επαύξησης δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Κομοτηνή σύμφωνα με τις διατάξεις του άρθρου 28 του Κανονισμού στην οποία προσδιορίστηκε ένα Επίπεδο Προσφοράς, ίσο με 53.242.150 kWh/ημέρα/έτος δεσμοποιημένης αδιάλειπτης δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Κομοτηνή. Από την πλευρά του ΔΕΣΦΑ οι επενδύσεις που απαιτούνται είναι αυτές που αναφέρθηκαν στην Ενότητα Β. Και τα τρία επίπεδα προσφοράς της δοκιμής αγοράς του ΕΣΜΦΑ μπορούν να ικανοποιήσουν αυτό το Επίπεδο Προσφοράς του διασυνοριακού Market Test. Από την πλευρά της ICGB, η εταιρεία έχει πραγματοποιήσει προκαταρκτικές τεχνικές μελέτες για τον προσδιορισμό των επενδύσεων που απαιτούνται προκειμένου να διατεθεί επαύξηση της δυναμικότητας στο Σημείο Κομοτηνή στην κατεύθυνση από τον ΔΕΣΦΑ προς τον IGB. Η επέκταση από την πλευρά του ICGB περιλαμβάνει: α) νέο τμήμα φιλτραρίσματος, β) νέα γραμμή ρύθμισης, γ) νέα γραμμή μέτρησης και δ) νέο προθερμαντήρα αερίου με σχετικό bypass, καθώς και τα επιπλέον βοηθητικά έργα: α) ενσωμάτωση των νέων υποδομών στις υφιστάμενες διεργασίες, β) επέκταση και αναβάθμιση των συστημάτων SCADA. Το συνολικό εκτιμώμενο κόστος ανέρχεται σε 4-4,5 εκατ.€ και δύναται να προσφερθεί το τέταρτο τρίμηνο (Q4) του
  6. Επειδή, δεδομένου ότι ένα ποσοστό 10% της επαυξημένης δυναμικότητας πρέπει, βάσει του Κανονισμού, να παρακρατηθεί για βραχυχρόνια (κάτω του ενός έτους) προϊόντα, η τελική δυναμικότητα που θα προσφερθεί συνοψίζεται στον ακόλουθο πίνακα: Επίπεδα προσφοράς (kWh/ημέρα)/έτος Επίπεδο Επίπεδο Επίπεδο Προσφοράς 1 Προσφοράς 2 Προσφοράς 3 (Limited) (Partial) (Full) Αδιάλειπτη επαυξημένη δυναμικότητα Προσφερόμενη Αδιάλειπτη επαυξημένη δυναμικότητα Ημ/νία Έναρξης 53.242.150 47.917.935 Q4 2028 Q2 2029 Q4 2029 Καθώς τα έργα που απαιτούνται από την πλευρά του IGB είναι περιορισμένα και θα έχουν ολοκληρωθεί εντός του τέταρτου τριμήνου του 2026, ο χρόνος έναρξης διάθεσης της δεσμοποιημένης (bundled) αδιάλειπτης (firm) επαυξημένης δυναμικότητας εξαρτάται από την ολοκλήρωση των έργων από την πλευρά του ΔΕΣΦΑ, όπως αναγράφονται στον παραπάνω πίνακα, ανάλογα με τον βαθμό επαύξησης (πλήρης, μερική ή περιορισμένη) του ΕΣΜΦΑ που θα προκύψει. Προϋπόθεση είναι επίσης η ολοκλήρωση της αναβάθμισης του τμήματος του αγωγού Καρπερή-Κομοτηνή, η οποία έχει εγκριθεί στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2023-2032 (σχετικό 10) και εκτιμάται εντός του
  7. Περαιτέρω, οι Διαχειριστές δύνανται να προσφέρουν δυναμικότητα ήδη από το Q4
  8. Ωστόσο, 14 στην περίπτωση αυτή, οι χρήστες από την πλευρά του ΔΕΣΦΑ και για το διάστημα έως την ολοκλήρωση των έργων επαύξησης στο ΕΣΜΦΑ μπορούν να αιτηθούν μόνο συζευγμένη (coupled) δυναμικότητα μεταξύ των σημείων εισόδου είτε των Κήπων είτε της Αμφιτρίτης και της Κομοτηνής (μέσω της υποβολής «συνδυαστικών προσφορών» - «linked bids»). Προϋπόθεση για αυτό αποτελεί η ολοκλήρωση της τέταρτης μονάδας του συμπιεστή στην Κομοτηνή, η οποία τοποθετείται εντός του πρώτου εξαμήνου του
  9. Επειδή, για όλη την περίοδο, οι χρήστες από την πλευρά του IGB δύνανται να υποβάλουν συνδυαστικά αιτήματα μεταξύ της Κομοτηνής και της Stara Zagora, ενώ οι χρήστες από την πλευρά του ΕΣΜΦΑ δύνανται να υποβάλουν συνδυαστικά αιτήματα μεταξύ οποιασδήποτε εισόδου που μετέχει στην εσωτερική Δοκιμή Αγοράς του ΕΣΦΑ και της Κομοτηνής. Επειδή, για να καταστεί διαθέσιμη η επαυξημένη δυναμικότητα στο Σημείο Διασύνδεσης Κομοτηνή, απαιτούνται αντίστοιχες επενδύσεις και στο Σημείο Stara Zagora, ήτοι στο Σημείο Διασύνδεσης του IGB με το σύστημα μεταφοράς φυσικού αερίου της Βουλγαρίας που διαχειρίζεται η εταιρεία Bulgartransgaz EAD. Συνεπώς, σύμφωνα με την πρόταση των Διαχειριστών, το έργο επαύξησης δυναμικότητας περιλαμβάνει περισσότερα από δύο συστήματα εισόδου – εξόδου στην Ευρωπαϊκή Ένωση, ήτοι το εθνικό σύστημα μεταφοράς φυσικού αερίου της Ελλάδας, τον διασυνδετήριο αγωγό Ελλάδας-Βουλγαρίας (IGB) και το εθνικό σύστημα μεταφοράς φυσικού αερίου της Βουλγαρίας. Επίσης, τα μη δεσμευτικά αιτήματα της πρώτης φάσης αφορούν σε πρόθεση δέσμευσης δυναμικότητας σε περισσότερα των ενός Σημείων Διασύνδεσης και δέσμευσης δυναμικότητας για πάνω από ένα έτος. Επομένως, πληρούνται οι προϋποθέσεις του άρθρου 30 παρ. 2 του Κανονισμού (ΕΕ) 2017/459 για την εφαρμογή Εναλλακτικού Μηχανισμού Κατανομής δυναμικότητας. Επειδή, προκειμένου να αυξηθεί η πιθανότητα θετικής έκβασης των οικονομικών δοκιμών που θα εφαρμοστούν στο πλαίσιο της οικονομικής δοκιμής, κρίνεται εύλογη η πρόταση των Διαχειριστών για επέκταση της διάρκειας των προϊόντων δυναμικότητας στα έως 20 έτη, καθώς αυτή η δυνατότητα προβλέπεται όταν εφαρμόζεται Εναλλακτικός Μηχανισμός Κατανομής. 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 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. Ωστόσο, αναφορικά με τις παραμέτρους της Οικονομικής Δοκιμής, οι Ρυθμιστές ζήτησαν 15 επιπλέον διευκρινίσεις από την ICGB AD σχετικά α) με τον ορισμό της παραμέτρου f (f-factor), δηλαδή 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. Η εταιρεία παρείχε τις διευκρινίσεις με το σχετικό
  10. Ο ΔΕΣΦΑ προτείνει f-factor=0.7, όπως ειδικότερα αναφέρεται στην απόφαση έγκρισης των Κατευθυντήριων Γραμμών (βλ. σχετικά 24 και 25). Η ICGB AD προτείνει f-factor=1, σε συνέπεια με την Απόφαση Εξαίρεσης και τον Κανονισμό Τιμολόγησης του αγωγού IGB, σύμφωνα με τα οποία αφενός η επαύξηση του αγωγού δεν πρέπει να επιβαρύνει τους υφιστάμενους χρήστες, αφετέρου έχει καθοριστεί ένα επίπεδο εύλογης απόδοσης του Διαχειριστή. Επειδή, με βάση το σύνολο των ως άνω, η πρόταση των Διαχειριστών ΔΕΣΦΑ και ICGB για το έργο επαυξημένης δυναμικότητας στο Σημείο Διασύνδεσης Κομοτηνή περιλαμβάνει το σύνολο των προβλεπόμενων στην παράγραφο 3 του άρθρου 27 και στην παράγραφο 1 του άρθρου 28 του Κανονισμού (EE) 459/2017, ήτοι τα ακόλουθα: α) Αναλυτική περιγραφή του έργου επαύξησης 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 2023, γ) Επαρκή αιτιολόγηση για την επιλογή εφαρμογής εναλλακτικού μηχανισμού κατανομής δυναμικότητας, όπως ορίζεται στο άρθρο 30 του Κανονισμού (ΕΕ) 459/2017, 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) 459/
  11. Επειδή, οι Ρυθμιστές Ελλάδας και Βουλγαρίας συνεργάστηκαν στην αξιολόγηση της Πρότασης Έργου της ICGB AD και κατέληξαν από κοινού σε κοινή απόφαση. Για τους παραπάνω λόγους 16 Αποφασίζει
  12. Την έγκριση της Κοινής Απόφασης των Ρυθμιστικών Αρχών της Βουλγαρίας και της Ελλάδας, η οποία αποτυπώνεται στο κείμενο με τίτλο «Joint Decision of the Energy Regulators for the approval of the Incremental capacity Project Proposal for the interconnection point connecting the gas transmission system of National Natural Gas System Operator S.A. and the gas transmission system of ICGB AD - Komotini» (Παράρτημα Α), με την οποία εγκρίνεται το «Project Proposal of DESFA and ICGB for the Incremental Capacity Process 2023 for the Komotini IP» (Παράρτημα Β), σύμφωνα με την πρόταση των Διαχειριστών ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και ICGB A.D.. Τα Παραρτήματα προσαρτώνται στην παρούσα Απόφαση και αποτελούν αναπόσπαστο τμήμα αυτής.
  13. Την κοινοποίηση της παρούσας στη Ρυθμιστική Αρχή της Βουλγαρίας, καθώς και στους Διαχειριστές ΔΕΣΦΑ Α.Ε. και ICGB A.D..
  14. Την δημοσίευση της παρούσας απόφασης στην Εφημερίδα της Κυβερνήσεως. Αθήνα, 25.04.2024 Ο Αντιπρόεδρος του κλάδου Ενέργειας της ΡΑAΕY Δημήτριος Φούρλαρης ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Α 17 Energy and Water Regulatory Commission (Republic of Bulgaria) Regulatory Authority for Energy, Waste and Water (Hellenic Republic) Joint Decision of the Energy Regulators for the approval of the Incremental capacity Project Proposal for the interconnection point connecting the gas transmission system of National Natural Gas System Operator S.A. and the gas transmission system of ICGB AD - Komotini April 2024 18 I. Taking into consideration:
  15. In connection with the application of 17.07.2017 by ICGB AD under Art. 36 of Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC (Directive 2009/73/EC), the Energy and Water Regulatory Commission of the Republic of Bulgaria (EWRC) and the Regulatory Authority for Energy, Waste and Water of the Republic of Greece (RAEWW) with Decision № Р-ВО-1 of 29 May 2018 and Decision № 483 of 29 May 2018, respectively, adopted the "Joint Opinion of the Energy Regulators on the Exemption Application of ICGB AD - Energy and Water Regulatory Commission (Bulgaria) and Regulatory Authority for Energy (Greece)", through which they preliminarily provided to ICGB AD in reference to the Interconnector Greece-Bulgaria (IGB gas pipeline) exemption from the requirements for thirdparty access, regulated tariffs and ownership unbundling for a period of 25 years, starting from the commercial operation date (COD). The decisions of the regulatory authorities were notified to the European Commission.
  16. The European Commission adopted Decision C
(2018)5058 final of 25 July 2018 regarding the exemption of the Greece-Bulgaria interconnector (IGB gas pipeline) from the requirements for third-party access, regulated prices and ownership unbundling.
  1. EWRC and RAEWW by Decision № P-BO-2 of 8 August, 2018, and Decision № 768 of 8 August 2018, respectively, adopted the "Final Joint Decision of the Energy Regulators on the Exemption Application of ICGB AD" (hereinafter, the "Final Joint Decision") in compliance with the Commission’s Decision.
  2. EWRC and RAEWW by Decision № P-BO-1 of 20 March 2020, Decision № P-BO-1 of 20 May 2021 and Decision № P-BO-3 of 30 Sep 2022, respectively by Decision № 568 of 12 March 2020, Decision № 424 of 13 May 2021 and Decision № 742 of 29 Sep 2022, have amended the Final Joint Decision in terms of COD, determining that IGB will be operational no later than 1 October
  4. IGB gas pipeline started commercial operation on 1 October
  6. EWRC and RAEWW by Decision № P-BO-4 of 21 March 2024, respectively by Decision № E-66 of 21 March 2024, have amended the Final Joint Decision in terms of art. 4.2
(3), first paragraph, setting conditions to conduct the market test for upgrading the IGB capacity, as well as in terms of art.4.3,
(9), setting that multipliers could be applied for the calculation of the tariff of short-term capacity products.
  1. EWRC and RAEWW by Decision № K-1 of 8 October 2019, respectively by Decision № 918 of 9 Oct 2019, have approved IGB Network Code, containing as an appendix the IGB Tariff Code, which shall be applied by ICGB AD.
  2. EWRC and RAEWW by Decision № К-1 of 30 Sep 2022, respectively by Decision № 743 of 29 Sep 2022, have approved an amendment of the IGB Network Code, containing as an appendix the IGB Tariff Code. 19
  3. By letter Reg. № IV-02 of 2 April 2024, filed at EWRC reg. № Е-15-59-10 of 2 April 2024 and at RAEWW reg. № I-370768 of 2 April 2024, ICGB AD has submitted to the two regulatory authorities to approve an Incremental Capacity Project for Komotini Interconnection Point of the Gas Transmission System of National Natural Gas System Operator S.A. and the Gas Transmission System of ICGB AD (Incremental Capacity Project). The Incremental Capacity Project was also submitted for approval to RAEWW by National Natural Gas System Operator S.A. (DESFA) by letter reg. № I-370806 of 3 April
  5. By letter reg. № Е-15-59-10 of 16 April 2024 EWRC on behalf of the two regulatory authorities has requested from ICGB AD to present a justification for the f-factor formation used in the Incremental Capacity Project, as well as a justification for the formation of the present value of the estimated increase in the allowed or target revenues of the transmission system operator ICGB EAD. The requested information has been submitted to EWRC by letter reg. № IV-17 of 19 April 2024, filed at EWRC reg. № Е-15-59-10 of 19 April 2024 and at RAEWW reg. № I-372323 of 24 April
  7. The proceeding for the approval of the Incremental Capacity Project is regulated under Commission Regulation (EU) 2017/459 of 16 March 2017 establishing a network code on capacity allocation mechanisms in gas transmission systems and repealing Regulation (EU) № 984/2013 (Regulation (EU) 2017/459).
  8. Pursuant to Article 28, paragraph 2, sentence 3 of Regulation (EU) 2017/459, EWRC by letter reg. №. E-15-59-10 of 16 April 2024 and RAEWW reg. № О-109744 of 19 April 2024, informed each other that on 2 April 2024 they received the Incremental Capacity Project, jointly developed by ICGB AD and DESFA, and also RAEWW received the Project from DESFA on 3 April
  9. II. The regulatory authorities, after a careful assessment of the Incremental Capacity Project under Chapter V Incremental Capacity Process of Regulation (EU) 2017/459, have found the following:
  10. The Incremental Capacity Project aims to increase the technical capacity of the interconnection point Komotini (IP Komotini), where ICGB AD and DESFA intend to offer bundled capacity, in the direction from the gas transmission system of DESFA towards IGB gas pipeline.
  11. In compliance with art.26 of Regulation (EU) 2017/459, ICGB AD and DESFA in the period 3 July 2023 – 23 October 2023, carried out a non-binding assessment of the market demand for incremental capacity at the IP Komotini, which connects the gas transmission system of DESFA and the ICGB AD gas transmission system. Based on the demand requests obtained during the non-binding assessment of the market demand, the two operators have concluded that the level of incremental capacity that will be provided by DESFA in the direction towards IGB pipeline is equal to 53 242 150 kWh/d/y. At present, DESFA offers bundled capacity at the amount of 119 412 000 kWh/d. Demand Assessment Report (“DAR”) was published on the 23 rd of October 2023 on the websites of the two operators. 20 In compliance with art.27, para 1 and 2 of Regulation (EU) 2017/459, the two operators of gas transmission systems have carried out technical studies to establish the steps and investments necessary to ensure the incremental capacity at IP Komotini in the direction from the gas transmission system of DESFA towards IGB gas pipeline. The Incremental Capacity Project envisages that ICGB AD will build process equipment as follows: a new filtering section to ensure the efficient and safe passage of natural gas; new regulating line to control and manage gas flow effectively; a new metering line for the accurate measurement of gas volumes; new gas pre-heater with associated bypass. The company will carry out an expansion and upgrade of SCADA systems for enhanced monitoring and control. The estimated cost related to the Incremental Capacity Project is assessed by the company in the range from 4.0 to 4.5 million euros. DESFA has determined the level of incremental capacity for the project by taking into account the existing technical capacities of the entry and exit points of the DESFA system and the future investments of the Greek gas system already included in the company's latest ten-year network development plan. The process of assessing the necessary investments involves many entry/exit points of the DESFA system, including IP Komotini, and DESFA has simultaneously assessed three incremental capacity projects at different points of the system. These projects include incremental capacity at IP Komotini together with other potential DESFA points and are as follows: Full expansion (Patima – Nea Messimvria) - length 410 km, significant upgrade of compressor station (CS) Nea Messimvria, moderate/significant upgrade of CS Ampelia, costs 574 million euros; partial expansion (Katerini – Livadia) – length 250 km, moderate upgrade of CS Nea Messimvria, small upgrade of CS Ampelia, costs 350 million euros; limited expansion (Rapsani – Brallos) – length 160 km, small upgrade of CS Nea Messimvria, no upgrade of CS Ampelia, cost 224 million euros. Estimated costs for the CS Nea Messimvria are 67.5 million euros (major upgrade), 45 million euros (moderate upgrade) and 22.5 million euros (minor upgrade), and for the CS Ampelia they are 60 million euros (significant upgrade) and 30 million euros (moderate upgrade). DESFA has indicated that the final amount of the costs for the expansion levels and for the upgrade of the compressor stations will be assessed after receiving the network users’ binding offers.
  12. In accordance with art.27
(3)of Regulation (EU) 2017/459, ICGB and DESFA conducted a joint public consultation on the Incremental Capacity Project in the period from 7 February 2024 to 8 March
  1. During the public consultation, ICGB AD has not received any proposals and comments and from network users, DESFA, on the other hand, received two network users’ opinions that have been taken into account in the project.
  2. Following the finalization of the consultation and of the design phase ICGB AD and DESFA have published the Incremental Capacity Project on their websites – art.28,
(1)of Regulation (EU) 2017/
  1. According to the said provision, the Incremental Capacity Project shall include at least the following information: all offer levels, reflecting the range of expected demand for incremental capacity at the relevant interconnection points as a result of the public consultation and the market demand assessment; general rules and conditions that a network user must accept to participate and access capacity in the binding capacity allocation phase of the incremental capacity process, including any collaterals to be provided by network users and how possible delays in the provision of capacity or the event of a disruption to the project are dealt with contractually; timelines of the incremental capacity project, including any changes since the consultation and measures to prevent delays and minimise the impact of delays; the parameters of 21 the economic test; whether an exceptionally extended time horizon for contracting capacity for an additional period of up to 5 years beyond the allocation of up to 15 years after the start of the operational use may be required; where applicable, the proposed alternative allocation mechanism including its justification, as well as the conditions approved by the transmission system operator for the binding phase; where a fixed price approach is followed for the incremental capacity project, the elements described in Article 24(b) of Regulation (EU) 2017/
  3. Also, in compliance with art.25
(1)of Regulation (EU) 2017/460 for a given incremental capacity project, the transmission system operators shall submit to the relevant national regulatory authorities for approval the following information for each offer level: the reference prices estimated for the time horizon of the initial offer of incremental capacity that are used for the calculation of the parameter set out in Article 22
(1)(a) and 24
(2)(a) of the cited regulation, respectively in case of a separate or a single economic test; the parameters set out in Article 22
(1)(
  1. b)to (
  2. c)and 24
(2)(
  1. b)to (
  2. c)of this regulation, respectively in case of a separate or a single economic test; if applicable, the range of the level for the mandatory minimum premium referred to in Article 33
(4)of Regulation (EU) 2017/460 for each offer level and interconnection point applied in the first auction and possibly in subsequent auctions in which the incremental capacity is offered as defined in Article 33
(3)of Regulation (EU) 2017/
  2. The Incremental Capacity Project proposed by the gas transmission system operators ICGB AD and DESFA includes all formal elements required for its approval, defined in art. 25
(1)and art. 28
(1)of Regulation (EU) 2017/
  1. In this regard, the following should be noted: 6.
  2. Offer level (art. 28
(1), (а) of Regulation (EU) 2017/459): In the meaning of art. 3
(5)of Regulation (EU) 2017/459 “offer level” means the sum of the available capacity and the respective level of incremental capacity offered for each of the yearly standard capacity products at an interconnection point. The incremental capacity under the project will be offered by ICGB AD as firm product from the date of commercial operation of ICGB’s expansion project - fourth quarter of 2026 and by DESFA from the later of the commercial operation dates of the Karperi - Komotini project, which is scheduled for the second quarter of 2027, and the date of commercial operation of DESFA’s selected project: at full expansion - the fourth quarter of 2029; in partial expansion second quarter of 2029 and in limited expansion - fourth quarter of 2028. ICGB AD and DESFA point out that they will set aside an amount of 10% of the incremental capacity to be offered as a short-term capacity in line with art.30
(5)of Regulation (EU) 2017/
  1. The offer level of the longterm incremental capacity that the operators shall offer in the offers binding phase of the Incremental Capacity Project, is as follows: in the direction from DESFA towards the IGB pipeline firm incremental capacity 53 242 150 kWh/d/y and offered firm incremental capacity 47 917 935 kWh/d/y. The incremental capacity will be offered to Participants as bundled product. Participants can submit linked offers to ICGB AD, linking IP Komotini with IP Stara Zagora. Participants can submit linked offers to DESFA, linking the relevant entry points of DESFA’s system with IP Komotini (exit DESFA). As of commercial operation of ICGB’s expansion project and until the starting date of DESFA’s selected expansion project, Participants will be able to submit to the TSOs binding offers for bundled capacity (with Amfitriti or Kipi entry points) on DESFA’s side of the IP (exit DESFA); in this case, the IGB pipeline’s entry firm added capacity shall be coupled with bundled capacity (with Amfitriti or Kipi entry points) on DESFA’s side of the Komotini IP (exit DESFA) and users 22 should submit linked offers to DESFA linking the Amfitriti or Kipi entry points to the Komotini exit point. Binding offers submitted to DESFA will be considered as offers for bundled coupled capacity up to the starting date of the selected expansion project. Binding offers submitted to DESFA other than linked offers will be rejected until the starting date of the selected expansion project. In any case, for DESFA, the provision of bundled capacity at IP is possible after the construction of the fourth unit of Komotini compressor station, which is scheduled to be completed in
  2. As of the starting date of DESFA’s selected expansion project, firm bundled capacity shall be offered at both sides of the IP and from DESFA’s side of the IP, shall not be required to be coupled with any entry point but may be firm exit or linked with all relevant entry points. In view of the above, EWRC and RAEWW accept that the offer level presented by ICGB AD and DESFA takes into account the scope of the expected demand for incremental capacity at IP Komotini. 6.
  3. General rules and conditions (art. 28
(1), (b) of Regulation (EU) 2017/459): ICGB AD and DESFA shall offer the incremental capacity under the Incremental Capacity Project applying general rules and conditions, according to which all network users shall participate and receive access to capacity in the binding capacity allocation phase, including: collaterals to be provided by network users, procedure for conducting the binding phase and ranking the offers, signing the gas transmission agreement and capacity booking contract, as well as rules in case of possible delays in the provision of capacity or in cases of disruption of the project implementation. Given the above, EWRC and RAEWW accept that the general rules and conditions presented by ICGB AD and DESFA ensure a balance between the interests of gas transmission system operators and network users. 6.3. Timelines of the Incremental Capacity Project (art. 28
(1), (c) of Regulation (EU) 2017/459): The implementation of the investments required to provide incremental capacity at IP Komotini shall start when market participants commit purchasing adequate amounts of incremental capacity in the annual capacity auction in 2024 and in case that gas transmission system operators receive a positive result from the economic test. The two transmission system operators have indicated the deadlines for the implementation of the binding phase of the Incremental Capacity Project. Implementation of the investment tasks and infrastructure operation for incremental capacity is scheduled to be completed in the deadlines set in p. 6.1. of this decision. Given the above, EWRC and RAEWW accept that the timeline for implementing the project, presented by ICGB AD and DESFA, is justified. 6.4. Information and parameters of the Economic test (art. 25 and art. 28
(1)(d) of Regulation (EU) 2017/459): The objective of the economic test of the incremental capacity project is to ensure the economic viability of the project by ensuring that network users demanding capacity assume the corresponding risks associated with their demand to avoid captive customers from being exposed to the risk of such investments – recital 11 of Regulation (EU) 2017/459. According to art. 22
(1)of Regulation (EU) 2017/459 the economic test shall be carried out by the transmission system operator(
  1. s)or by the national regulatory authority, as decided by the national regulatory authority, for each offer level of an incremental capacity project after binding commitments of network users for contracting capacity have been obtained by the involved 23 transmission system operators and shall consist of the following parameters: а) the present value of binding commitments of network users for contracting capacity;
  2. b)the present value of the estimated increase in the allowed or target revenue of the transmission system operator associated with the incremental capacity included in the respective offer level;
  3. c)the f-factor. With regard to the economic test, EWRC and RAEWW agree that such economic test shall be carried out by ICGB AD and DESFA at each offer level of the Incremental Capacity Project. According to art. 22
(3)of Regulation (EU) 2017/459 an incremental capacity project shall be initiated if the economic test has a positive outcome on both sides of an interconnection point for at least one offer level that includes incremental capacity. The results of the economic tests shall be made available by the end of the binding bidding phase of the Incremental Capacity Project, as indicated by the two transmission system operators, simultaneously to individual network users participating in the respective auction. The outcome of the economic test application shall be positive, where the value of the parameter “present value of binding commitments of network users for contracting capacity” is at least equal to the share of the parameter “present value of the estimated increase in the allowed or target revenue of the transmission system operator associated with the incremental capacity included in the respective offer level” as defined by the f-factor. As per art.25
(1)and art.28
(1), (d) of Regulation (EU) 2017/459, the parameters of present value of binding commitments of network users for contracting capacity and the estimated increase in the allowed or target revenue of the transmission system operator associated with the incremental capacity, the f-factor, the reference prices and the range of the level for the mandatory minimum premium shall be subject to approval by the relevant national regulatory authority. 6.4.1. Present value of binding commitments of network users: The parameter “present value of binding commitments of network users for contracting capacity” shall be calculated as the discounted sum of: the sum of the respective estimated reference prices and a potential auction premium and a potential mandatory minimum premium multiplied by the amount of contracted incremental capacity and the sum of a potential auction premium and a potential mandatory minimum premium multiplied by the amount of available capacity that was contracted in combination with the incremental capacity – art. 22
(1)(а) of Regulation (EU) 2017/
  1. In connection to the calculation of the present value of binding commitments of network users at IP Komotini ICGB AD has indicated that in view of the Final Joint Decision, in the part of the specified conditions for conducting the market test for the increase of the IGB pipeline capacity, the reference price for the allocated incremental capacity shall be formed according to the rules of the IGB Tariff Code. In comparison, ICGB AD has indicated that at present the price for a standard product for IGB capacity is at the amount of 0.6055 euros/kWh/d/y, which is formed by the price of entry IP Komotini (Trans Adriatic Pipeline (TAP)/DESFA) at the amount of 0.102935 euros/kWh/d/y plus the price of the exit IP Stara Zagora in the amount of 0.502565 euro/kWh/d/y. The company has indicated that the estimated capacity from the non-binding phase will lead to a new reference price that will be used for the Incremental Capacity Project and for the purposes of calculating the present value of the binding commitments of network users. The final reference price shall be set in accordance with the IGB Tariff Code and shall be published on the company's website. DESFA has indicated that prices for capacity allocation will be formed according to DESFA’s Tariff Regulation, and in accordance with the current tariff, the company will apply a floating reference price. In comparison, DESFA has indicated that at the moment the price for a long-term capacity product at IP Komotini, in the direction from the DESFA gas transmission 24 system towards the IGB gas pipeline is equal to 4.3000262 euros/kWh/hour/year, without taking into account the regulatory adjustments under the said Regulation. The inclusion of the assets of the limited expansion project in the regulated asset base of DESFA will lead to an estimated reference price of 5.1409195 euros/(kWh/hour)/year, respectively of the partial expansion project to an estimated reference price of 5.6808396 euros/(kWh/hour)/year, respectively of the full expansion project to an estimated reference price of 5.7074633 euros/(kWh/hour)/year. The final reference price will be determined in accordance with DESFA’s Tariff Regulation and will be published on the company's website. ICGB AD and DESFA do not foresee to apply a premium. ICGB AD do not foresee mandatory minimum premium, but DESFA provides such a premium as follows: for the limited expansion project in the amount of 0.4080 euro/(kWh/hour)/year, respectively for the partial expansion project in the amount of 0.2880 euro/(kWh/hour)/year, respectively for the full expansion project at 0 euro/(kWh/hour)/year. 6.4.
  2. Present value of the estimated increase in the allowed or target revenue of the transmission system operator associated with the incremental capacity included in the respective offer level: Regarding this parameter of the economic test, the terms “allowed revenue” and “target revenue” of the transmission system operator are defined in Regulation (EU) 2017/
  3. Within the meaning of that Regulation, “allowed revenue’ means the sum of transmission services revenue and non-transmission services revenue for the provision of services by the transmission system operator for a specific time period within a given regulatory period which such transmission system operator is entitled to obtain under a non-price cap regime and “target revenue’ means the sum of expected transmission services and expected non-transmission services revenue for the provision of services by the transmission system operator for a specific time period within a given regulatory period under a price cap regime. With regards to the above, ICGB AD has indicated that having in mind the Final Joint Decision, the parameter “present value of the estimated increase in the allowed or target revenue of the transmission system operator associated with the incremental capacity included in the respective offer level” shall not be applied for the company. As regards DESFA, these terms are defined more precisely in its Tariff Regulation. DESFA has indicated that the “present value of the estimated increase in allowed investment-related revenue” parameter for the limited expansion project is in the approximate amount of 152,293,723 euros, for the partial expansion project is in the approximate amount of 255,434,644 euro, respectively for the full expansion project is in the approximate amount of 403,293,027 euros. 6.4.
  4. F-factor: As per the legal definition of that parameter stipulated in Regulation (EU) 2017/459, “ffactor’ means the share of the present value of the estimated increase in the allowed or target revenue of the transmission system operator associated with the incremental capacity included in the respective offer level to be covered by the present value of binding commitments of network users for contracting capacity. According to art. 23
(1)of Regulation (EU) 2017/459, the level of the f-factor for a given offer level is set taking into account the following: the amount of technical capacity set aside; positive externalities of the incremental capacity project on the market or the transmission network, or both; the duration of binding commitments of network users for contracting capacity compared to the economic life of the asset; the extent to which the demand for the capacity established in the incremental capacity project can be expected to continue after the end of the time horizon used in the economic test. 25 ICGB AD has applied f-factor equal to
  1. The company has justified the proposed amount of this parameter by stating that for the incremental capacity the transmission system operator will apply the IGB Tariff Code. To this end, ICGB AD has indicated that with f-factor 1, the rate of return on the Incremental Capacity Project is calculated to be between 7.9 percent and 8.5 percent. The company also states that the implementation of the Incremental Capacity Project will not lead to a permanent and significant reduction in the use of the existing gas infrastructures at the two adjacent interconnection entry-exit points. DESFA applied an f-factor equal to 0.7 for the three expansion projects. Given the above, EWRC and RAEWW accept that the presented by ICGB AD and DESFA amount of the f-factor is justified. 6.
  2. Exceptionally extended time horizon for contracting capacity for an additional period of up to 5 years (art. 28
(1), (e) of Regulation (EU) 2017/459): ICGB AD and DESFA have foreseen a 5-year extension of the time horizon for contracting capacity beyond the maximum period of 15 years from the date of commercial operation defined in art.11,
(3), sentence 2 of Regulation (EU) 2017/
  1. EWRC and RAEWW accept that a 5-year extension of the time horizon for contracting capacity is justified in view of the effective implementation of the project, which implies the provision of bundled firm capacity in IP Komotini to the maximum extent. 6.
  2. Alternative allocation mechanism of the incremental capacity (art. 28
(1)(f) of Regulation (EU) 2017/459): ICGB AD and DESFA have foreseen to apply alternative allocation mechanism for the incremental capacity, as well as a possibility for the network users to submit binding conditional bids for contracting capacity. According to art. 30
(2)of Regulation (EU) 2017/459 an alternative capacity allocation mechanism can be used, subject to national regulatory authorities' approval, where it is reasonable to conclude from the market demand assessment or public consultation that the ascending clock auction is not suitable and that the incremental capacity project involves more than two entry-exit systems and during the allocation procedure bids with a duration of more than 1 year are requested. In an alternative allocation mechanism network users may submit binding conditional bids for contracting capacity subject to one or more of the following conditions: а) commitments linking or excluding commitments at other interconnection points; b) commitments across a number of different yearly standard capacity products at an interconnection point; c) commitments conditional on the allocation of a specific or minimum amount of capacity – art. 30
(3)of Regulation (EU) 2017/
  1. EWRC and RAEWW accept that applying alternative capacity allocation mechanism and binding offers in implementation of the Incremental Capacity Project is justified, due to the fact that the project includes three entry-exit systems: ICGB AD, Bulgartransgaz EAD and DESFA and also due to the fact that in the market demand assessment that was concluded for incremental capacity at IP Komotini non-binding offers with a duration of more than 1 year have been received. 6.
  2. Fixed price approach (art. 28
(1), (g) of Regulation (EU) 2017/459): ICGB AD and DESFA do not foresee to apply fixed price approach in implementing the Incremental Capacity Project. 26 III. Based on the above arguments and on the basis of art. 22
(1), art. 23
(1), art. 25
(1)and art. 30 of Commission Regulation (EU) 2017/459 of 16 March 2017 establishing a network code on capacity allocation mechanisms in gas transmission systems and repealing Regulation (EU) № 984/2013, the regulatory authorities jointly decided: Approve the document entitled “Project Proposal of DESFA and ICGB for the Incremental Capacity Process 2023 for the Komotini IP” as submitted to EWRC and RAEWW by the gas transmission system operators DESFA SA of ICGB AD – Komotini, requesting ICGB AD and DESFA SA to carry out an economic test for each offer level of the incremental capacity project based on the parameters specified in this decision. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Β 27 Project Proposal of DESFA and ICGB for the Incremental Capacity Process 2023 for the Komotini IP March 2024 1 This document is published at the websites of DESFA and ICGB in accordance with article 28 of Commission Regulation (EU) No 2017/459 of 16 March 2017. 2 3 This document is jointly elaborated and published by: ICGB AD DESFA S.A. 23 George Washington Street, Sofia 1000 Bulgaria 357-359 Messogion Ave., Halandri,15231 Greece Phone +359
(2)4513 545 Switchboard +30 2130884000 incremental.capacity@icgb.eu www.icgb.eu market-test@desfa.gr www.desfa.gr 4 Contents Introduction....................................................................................................................................... 8
  1. Description of the Incremental Capacity Project and relative cost estimates ................. 10 1.1 Market demand for incremental capacity ........................................................................ 10 1.2 Description of the Incremental Capacity Project ............................................................. 11 1.2.1 DESFA........................................................................................................................ 11 1.2.2 ICGB .......................................................................................................................... 14
  2. Offer Levels....................................................................................................................... 15
  3. Alternative Allocation Mechanism (AAM) ........................................................................ 16
  4. Provisional Timeline ......................................................................................................... 16 4.1 Incremental Capacity Process Timeline ............................................................................ 16 4.2 Milestone Timeline ........................................................................................................... 17 4.3 Duration of project realization ......................................................................................... 18 4.3.1 DESFA........................................................................................................................ 18 4.3.2 ICGB .......................................................................................................................... 19
  5. General rules and conditions for the Binding Phase ........................................................ 19 5.1 Participation criteria and registration .............................................................................. 19 5.1.1 DESFA........................................................................................................................ 20 5.1.2 ICGB .......................................................................................................................... 22 5.2 Binding Bid process........................................................................................................... 23 5.2.1 DESFA........................................................................................................................ 25 5.2.2 ICGB .......................................................................................................................... 25 5.3 Bid evaluation ................................................................................................................... 26 5.4 Preliminary Capacity Allocation Procedure (Bid Ranking) ................................................ 26 5.5 Allocation of Equal Marginal Bids (EMB) .......................................................................... 28 5.6 Economic Viability Test..................................................................................................... 28 5.7 Gas Transportation Agreement ........................................................................................ 30 5.7.1 DESFA........................................................................................................................ 30 5.7.2 ICGB .......................................................................................................................... 32 5.8 Progress of the project, lack of permits, delays in making available the capacity ........... 34 5.9 Force Majeure .................................................................................................................. 35 5.9.1 DESFA........................................................................................................................ 35 5.9.2 ICGB .......................................................................................................................... 35 5.10 Element IND and RP for fixed price approach .................................................................. 37 5 5.10.1 DESFA........................................................................................................................ 37 5.10.2 ICGB .......................................................................................................................... 37 5.11 Level of user commitments (f-factor) ............................................................................... 37 5.11.1 DESFA........................................................................................................................ 37 5.11.2 ICGB .......................................................................................................................... 37
  6. Economic Viability Test Parameters ................................................................................. 38 6.1 ICGB .................................................................................................................................. 38 6.1.1 Reference price......................................................................................................... 38 6.1.2 Mandatory minimum premium ................................................................................ 38 6.1.3 Present value of estimated increase in allowed revenue ......................................... 38 6.2 DESFA................................................................................................................................ 38 6.2.1 Reference price......................................................................................................... 38 6.2.2 Mandatory minimum premium ................................................................................ 39 6.2.3 Present value of estimated increase in allowed revenue ......................................... 39
  7. Decrease in the utilization of other non-depreciated gas infrastructure ......................... 39
  8. Contact information ......................................................................................................... 40
  9. Annex I – Definitions ........................................................................................................ 41
  10. Annex II – Guidelines ........................................................................................................ 45 6 Disclaimer Each TSO has acted in good faith to ensure that the information in this Project Proposal is correct as of the date of publication of this Project Proposal, however no representation or warranty is made by any TSO as to the accuracy or completeness of such information and theTSOs will not accept any liability, of any kind, for any inaccuracies or incompleteness in such information. Furthermore, the TSOs shall have no obligation to update the Project Proposal for any changes arising after the date of issue of the Project Proposal. Nonetheless, if new orrevised information 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. 7 Introduction Currently, the Hellenic Natural Gas Transmission System (NNGTS or DESFA System), operatedby Hellenic Gas Transmission System Operator S.A. (DESFA) and the Interconnector Greece- Bulgaria (IGB pipeline or IGB), operated by ICGB AD (ICGB), are interconnected in the area ofKomotini on the territory of Greece (GR), in the Interconnection Point “Komotini – DESFA / IGB” (EIC Code: 21Z0000000005398) (Komotini IP or the IP). The start of the Commercial Operation of the IP is expected to take place within Q1
  11. So far, no unconditional firm capacity is offered in the NNGTS side of the IP, while the available firm capacity of the IGB side of the IP, is offered in competition with the firm capacity of the interconnection point Komotini - TAP/IGB, in accordance with the provisions of the Commission Regulation (EU) 2017/459 of 16 March 2017 (CAM NC)1 establishing a harmonized European Union wide process for the offer of incremental capacity between Member States. IGB pipeline became operational in October 2022, enabling additional gas flows from the Greek territory to be transmitted to Bulgaria (BG). ICGB operates under a specific regulatory regime pursuant to the Final Joint Decision of the Energy Regulators on the ExemptionApplication of ICGB AD dated August 2018 (and the amendments to it)2, establishing the possibility for upgrading the IGB capacity to approximately 5 bcm/y. This Project Proposal doesnot address capacity expansion beyond approximately 5 bcm/y. The Incremental Capacity Project described herein aims to increase the technical capacity at the IP, where DESFA and ICGB intend to offer bundled capacity, in the direction from DESFA System towards IGB, as presented in the map below. DESFA launched a Market Test process in March 20233, the binding phase of which is describedin the Guidelines approved by RAEWW. The NRAs acknowledge that the Guidelines contain allnecessary information about the Market Test, taking into account among others that the Incremental Capacity Project may affect the amount of technical capacity at other interconnection 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 after the CAM Yearly Capacity Auctions, in line with the timeline of Section 4.
  12. For the avoidance of any doubt, the Guidelines, attached herein as Annex II, should be considered as an integral part of this Project Proposal. In the event of discrepancies between Sections 5.3, 5.4, and 5.5 of the Guidelines (attached here as Annex II) and the Project Proposal, the Guidelines take precedence. In the event of discrepancies between the rest of the Guidelines and the Project Proposal, for ICGB, the Project Proposal takes precedence. Commission Regulation (EU) 2017/459 of 16 March 2017 establishing a network code on capacity allocation mechanisms in gas transmission systems and repealing Regulation (EU) No 984/2013 / https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A32017R0459 2 Accepted by Decisions of RAEWW of Greece n. 768/2018 and EWRC of Bulgaria n. P-BO-2 on 08.08.2018.// https://www.dker.bg/bg/resheniya/resheniya-za-2018-god.html 3 https://www.desfa.gr/en/announcements/nngs-users-information/call-of-interest-for-the-allocation-of-future-firm-capacity-in- thenational-natural-gas-system 1 8 ICGB launched the Incremental Capacity Process–2023 on the 3rd of July 2023, with the launchof its Non-binding phase according to Chapter V of Commission Regulation (EU) 2017/459 of 16 March 2017 establishing a Network code on capacity allocation mechanisms in gas transmission systems and repealing Regulation (EU) No 984/
  13. The investment upgrades,the offer levels, the binding bid submission rules, the Economic Viability Test, etc. related to ICGB, are provided in the present Project Proposal, which is one of documents governing theIncremental Capacity Process-2023 for ICGB. For both TSOs the current Incremental Capacity Process refers to the procedure in accordancewith 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 3rd of July 2023 to assess market demand for incremental capacity in accordance with CAM NC. The TSOs received Non-binding demand indication(s) and produced a joint Demand Assessment Report, which was published on the 23rd of October 2023 with the conclusion that there was sufficient indicative demand to initiate technical studies for a potential incremental capacity project. Based on the capacity request(s) received in the non-binding phase, the TSOs have analyzed potential infrastructure developments in their respective Transmission Systems to fulfillinterested parties’ requests. For the avoidance of doubt, the TSOs clarify to the interested parties that with this Incremental Capacity Process, only firm bundled capacity at both sides of the IP will be offered. 9 This Incremental Capacity Project is driven by potential increases of the technical capacity at the IP. Hence, this Incremental Capacity Project is conducted in close coordination between the TSOs, to enable the offering of bundled capacity at the IP. In February 2024, DESFA and ICGB in accordance with the provisions of article 27
(3)of CAM NC, jointly launched a public consultation on the draft Project Proposal prepared with the purpose to meet the received indicative non-binding demand indications. Thе draft of the present Project Proposal was available for public consultation for the period from the 7 th of February 2024 to 8th of March 2024. ICGB did not receive any comments during the public consultation. DESFA received comments from two participants during the public consultationwhich have been considered into the current Project Proposal. The text of the Project Proposalwas subject to minor changes before submission to the NRAs for final approval. The current Project Proposal has been jointly prepared by DESFA and ICGB in accordance with the provisions of article 28 of CAM NC and constitutes a Project Proposal for the IncrementalCapacity Project of the involved TSOs. In line with the provisions of article 28 of CAM NC this Project Proposal is submitted 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 indications 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 indications are shown below as aggregated values. Non-Binding Incremental Capacity Demand Survey 2023,according to CAM NC Interconnection Point Komotini – DESFA / IGB EIC Code 21Z0000000005398 Flow Direction GR->BG Request is submitted to other TSOs? Yes Additional Information (if any) - Conditions * Current technical capacity, kWh/d N/A Non-binding demand indications [(kWh/d)/y] GY 2024-2025 GY 2025-2026 GY 2026-2027 GY 2027-2028 GY 2028-2029 GY 2029-2030 108.424.630 134.674.630 137.374.630 137.374.630 137.374.630 94.024.630 10 GY 2030-2031 94.024.630 GY 2031-2032 89.024.630 GY 2032-2033 81.281.507 GY 2033-2034 58.581.507 GY 2034-2035 58.581.507 GY 2035-2036 58.581.507 GY 2036-2037 49.581.507 GY 2037-2038 49.581.507 GY 2038-2039 49.581.507 GY 2039-2040 49.581.507 GY 2040-2041 34.581.507 GY 2041-2042 34.581.507 GY 2042-2043 34.581.507 GY 2043-2044 20.060.959 GY 2044-2045 20.060.959 GY 2045-2046 20.060.959 GY 2046-2047 5.610.959 *The only conditionality applicable to some Non-binding demand indications received by DESFA, refers to linked commitments. ICGB has not received any conditionality applicable to the Nonbinding indications for the IP. Based on the above results, the DAR concluded that the Non-binding demand indications received were sufficient to initiate the Design Phase of an Incremental Capacity Project in accordance with article 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, ICGB and DESFA have started analyzing potential infrastructure developments in their respective TransmissionSystems to fulfil interested parties’ requests. The next paragraphs provide further information on the alternatives regarding capacityincreases and associated costs for each of the TSOs. We note that the investment costs provided in the descriptions below are established in line with established regulatory practices, as individually applicable to each TSO. 1.2.1 DESFA The level of incremental capacity offered by DESFA in the framework of this incremental process, is calculated considering the existing technical capacities of DESFA System entry andexit points and the future investments of the DESFA System which are already included in DESFA’s TYNDP 2023-20324. 4 Development Plan 2023-2032_6.2023.pdf (desfa.
  1. gr)11 DESFA has performed preliminary technical studies to identify the projects needed to make incremental capacity available at the IP in the direction from DESFA System towards IGB. The technical studies take into consideration the request(
  2. s)submitted during the non-binding phase. As mentioned 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 Komotini IP. DESFA assessed expansion projects that create incremental capacity at various points of DESFA’s System at the same time. This evaluation is a broader assessmentthat aims to determine the projects which will more efficiently satisfy incremental capacity requests at every entry and exit point of the DESFA System for which the participants 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 duplication of the main branch of DESFA System with 30” pipeline, as well as Compression Stations’ (CS) upgrades. Figure 1: Simplified scheme of the proposed expansion projects In parallel, DESFA has included in the TYNDP 2023-2032 a duplication project in the North- Eastern branch of the System (Karperi-Komotini branch). For DESFA, the realization of this project is one of the main prerequisites for offering firm capacity at Komotini IP. In June 2023, 12 with Decision Ε-68/2023 RAEWW approved the said project, which is expected to have been completed in Q2 2027. DESFA’s analysis takes also into account the requirement, as notified by ICGB to DESFA, for atleast 70 barg pressure level at Komotini IP to increase the capacity at 5 bcma, which will be feasible after the completion of Komotini CS, a project included in DESFA’s TYNDP 2023-2032. The assessments described above collectively resulted to the projects presented next. Thus, the capacity created by the said projects includes the creation of incremental capacity at Komotini IP, along with other points of DESFA. It is noted that in the final assessment for the determination of the appropriate Expansion Project (if any) and the Economic Viability Test (EVT), Komotini IP will be assessed together with other points of the NNGTS which are part ofDESFA’s Market Test. The Offer Level(s), as well as the respective investments described in this document may be subject to changes during the subsequent stages of the Design Phase and especially after the public consultation phase. The different Expansion Projects are described below. Duplicated section Length (
  3. km)Maximum upgrade of Nea Messimvria CS Maximum upgrade of Ampelia CS Full Patima – Nea Messimvria 410 Considerable Moderate/Considerable Partial Katerini - Livadia 250 Moderate Small Limited Rapsani - Brallos 160 Small None Expansion Project The estimated cost of the above-mentioned duplication projects is given in the table below: Expansion Project Duplicated section Full Length (
  4. km)Patima – Nea Messimvria 410 Cost Estimation (mill.€) 574 Partial Katerini - Livadia 250 350 Limited Rapsani - Brallos 160 224 The estimated cost of the above-mentioned CS upgrades is given in the table below: Upgrade of Cost Nea Estimation Messimvria CS (mill.€) Upgrade of Ampelia CS Cost Estimation (mill.€) Considerable 67,5 Considerable 60 Moderate 45 Moderate 30 Small 22,5 None - 13 In order to estimate the final cost of the expansion projects, the cost of the CSs upgrades mustbe added to the duplication cost per expansion project (Full, Partial or Limited). However, thiscost can be correctly estimated only ex post (after 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 estimated the maximum CS upgrade needed per expansion project (Full, Partial or Limited). These maximum CS upgrades correspond to respective maximum investment costs. After 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. It is clarified that DESFA will perform the EVT (in line with the timeline of Section 4.2) considering the estimated cost of the selected expansion project (including the CSs upgrades) based on the outcome of the Market Test process performed by DESFA accordingto the Guidelines. 1.2.2 ICGB ICGB has performed preliminary technical studies to identify the steps and investments needed to make incremental capacity available at the IP in the direction from DESFA towardsIGB. It must be noted that the presented assumptions are indicative and have a preliminary character and might be subject to change during the advanced stages of the technical studiesphase. The expansion on ICGB side involves the incorporation of several key components: Process Equipment:     New filtering section: to ensure the efficient and safe passage of natural gas. New regulating line: to control and manage gas flow effectively. New metering line: for accurate measurement of gas volumes. New Gas pre-heater with associated bypass. Utilities:  Integration with Existing Utilities: Seamless connection of existing utilities (i.e. hot water system) with the new infrastructure.  Automation and Control Systems: Expansion and upgrade of SCADA systems for enhanced monitoring and control. Cost Estimate: The estimated cost for the current expansion project for ICGB is in the range of 4.0 - 4.5 millioneuros. This includes all aspects of infrastructure enhancement and system upgrades. The costbreakdown includes labour, material & equipment, technology & ICS, permitting & regulatory, travel & accommodation, contingency, and overhead. Each cost component is strategically allocated to ensure optimal resource utilization and budgetary control throughout the project lifecycle. 14 2. Offer Levels Incremental capacity of 53.242.150 (kWh/d)/y (gas direction DESFA->IGB) This Offer Level can be developed through each of the DESFA System Expansion Projects described in Section 1.2.1, each of which has a different cost and completion date. The final upgrade scenario for DESFA will be decided on the basis of the outcome of the Binding Phaseof the Market Test. Incremental capacity will be offered as bundled product to Participants with the earliest possible start date being the relevant planned COD5. In line with the provisions of articles 8.8and 30.5 of the CAM NC, DESFA and ICGB will set aside an amount of 10% of the capacity of the actually built incremental capacity to be offered as short-term capacity. The Offer Level(
  5. s)in the table below represent the long-term capacity that could be allocatedin the Binding Bidding Phase of this Incremental Capacity Project. Offered Level (kWh/d)/y DESFA Expansion Project Firm incremental capacity Offered incremental capacity Starting date Limited Partial Full Entry / Exit TSO offering capacity 53.242.150 Exit DESFA / Entry ICGB 47.917.935 Q4 2028 Q2 2029 Q4 2029 For the avoidance of doubt, DESFA and ICGB clarify to the interested parties that with this Incremental Capacity Process, firm bundled capacity at both sides of the IP will be offered. In addition, with the present process, Participants will be able to submit to the TSOs Binding Bids for capacity as of Q4 2026. On ICGB’s side of the IP (Entry ICGB) firm incremental capacitywill be bundled with the Coupled Capacity (with Entry Amfitriti or Kipi) on DESFA’s side of the IP (Exit DESFA). Participants shall submit Linked Bids to DESFA linking Amfitriti or Kipi entry point to Komotini IP (Exit DESFA). Participants may submit Linked Bids to ICGB linking Komotini IP (Entry ICGB) with IP STARA ZAGORA with EIC: 58Z-IP-00034-STZ (Exit ICGB). Binding Bids submitted to DESFA as Linked Bids will be considered as bids for Coupled Capacity until the starting date of the selected Expansion Project. Binding Bids submitted to DESFA as non-LinkedBids will be rejected until the starting date of the selected Expansion Project. On DESFA’s side 5 DESFA already offers Coupled Capacity of 119.412.000 kWh/Day at Komotini IP towards IGB. This capacity will be expanded to more than 154.000.000 kWh/Day within 2025. 15 of the IP the offer of the Coupled Capacity has as a prerequisite the completion of the fourthunit of the projected CS at Komotini, currently estimated to be completed within 2025. 3. Alternative Allocation Mechanism (AAM) In order to maximize the offer of bundled firm capacity at the IP, DESFA and ICGB intend to apply an Alternative Allocation Mechanism (AAM) with an extended capacity booking horizonof 20 years after the start of the operational use, subject to the approval of the NRAs. The criteria envisaged under article 30.2 of CAM NC for the potential application of an AAM are fulfilled, since    The Incremental Capacity Project involves at least three entry-exit systems, indicatively, DESFA System, ICGB System and BULGARTRANSGAZ System. The Non-binding demand indications received were linked to more than one interconnection points. The Non-binding demand indications concern capacity reservations of more than one
(1)year. In accordance with the provision of article 30.3 of the CAM NC, the TSOs intend to allow interested parties to submit Binding Bids on the following basis:   Requests at the IP linking commitments at other interconnection points. Requests, conditional on the allocation of a minimum amount of capacity. Furthermore, DESFA intends to allow interested parties 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 Participants meeting the requirements set out in Section 5.
  1. In the event of congestion, in order to ensure coherent allocation results for the TSOs, a ranking will be performed according to Section 5.4 and the Guidelines.
  2. Provisional Timeline This Section describes the proposed timeline for the conclusion of the Incremental Capacity Project and provides estimates of the possible time needed for the realization 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 condition ofNRAs decision. The Binding Phase will commence with the publication of the Binding Phase Notice. The Binding Phase Notice is expected to be published at the latest at the beginning ofMay
  3. 16 Within the initial two-month information phase commencing upon the issue of the Binding Phase Notice (Information Phase), the parties interested in participating in the Binding Bidding Phase should complete their registration with the concerned TSOs (as applicable per TSO) in order to participate in the Binding Bidding Phase. At the beginning of the Information Phase, together with the Binding Phase Notice, ICGB andDESFA will make available a list of the relevant documentation that needs to be submitted by the Participants for their registration and the respective deadline for submission of such documentation. Incremental capacity will be offered after the annual yearly capacity auctions in July
  4. Only coordinated offer levels shall be offered. Following the end of the abovementioned process, DESFA and ICGB will proceed with the Economic Viability Test (EVT), as applicable for each TSO. In case of a positive EVT, Participantsto whom capacity has been allocated (successful Participants) shall sign a gas transportation agreement (GTA) with each TSO in respect to their Capacity Allocation. The Binding Phase ends either in case the EVT is finally confirmed as negative by the TSOs or in the cases foreseen in Section 5.
  5. 4.2 Milestone Timeline Milestones Dates Launch of Binding Phase / Publication of the Joint Notice 2 May 2024 1 Information Phase DESFA and ICGB make available a list of documentation to be submitted to each TSO Registration Period 2 May 2024 - 1 July 2024 2 May 2024 2 May - 24 June 2024 17 Milestones DESFA and ICGB evaluate the Applicants’ eligibility 2 Dates 25 June – 01 July 2024 Binding Bidding Phase 2 July – 30 September 2024 Bid Submission Window 2 July - 12 July 2024 Bid Evaluation Period 12 July – 31 July 2024 Preliminary Capacity Allocation 1 August - 30 August 2024 Economic Viability Test Results published 31 August 2024 3 Capacity Allocation 31 August 2024 4 Execution of GTAs 30 September 2024 After the finalization of the above-mentioned steps, the TSOs will inform the NRAs about theresult of the EVT on both sides of the IP. In any case, the TSOs may postpone, extend, or alterthe above timeline if needed. 4.3 Duration of project realization 4.3.1 DESFA For DESFA, as mentioned above, the investment upgrades related to DESFA are linked to the Market Test and subject to positive EVT in accordance with the Guidelines. Regarding Full Expansion Project, DESFA estimates that the duration of the activities from the design until the commissioning of the projects needed will be approximately 60 months afterthe date of “Execution of GTAs” of Section 4.
  6. Regarding Partial Expansion Project, DESFA estimates that the duration of the activities from the design until the commissioning of the projects needed will be approximately 55 months after the date of “Execution of GTAs” of Section 4.
  7. Regarding Limited Expansion Project, DESFA estimates that the duration of the activities from the design until the commissioning of the projects needed will be approximately 50 months after the date of “Execution of GTAs” of Section 4.
  8. In parallel, DESFA has included in the recent TYNDP 2023-2032 a duplication project in the NorthEastern branch of DESFA System (Karperi-Komotini branch). For DESFA, this project is considered as a prerequisite for the offer of capacity at Komotini IP. In June 2023, with Decision Ε-68/2023 RAEWW approved the said project, which is expected to have been completed in Q2
  9. Thus, irrespective of the expansion project that will be finally adopted by DESFA, firmcapacity at Komotini IP can be offered only after the finalization of the Karperi-Komotini project. 18 In any case, it must be noted that the above-mentioned timeframes, which include major investments, are indicative and will be clarified during the technical studies phase, which willstart after the positive outcome of the procedure. 4.3.2 ICGB ICGB estimates that the expected start of commercial operation of the Incremental Capacity Project is Q4 of
  10. The expansion takes place within a live plant environment, posing challenges in terms of safety, operational continuity, and construction logistics. The new infrastructure needs to seamlessly integrate with the already existing facilities, requiring meticulous planning and execution. Overcoming design limitations and space constraints presents an additional challenge that may impact the project timeline. In any case, it must be noted that the above-mentioned timeframes, which include major investments, are indicative and will be clarified during the technical studies phase. In any caseCOD will be notified to the parties at least one month in advance.
  11. General rules and conditions for the Binding Phase This Section describes the general rules and conditions which the involved TSOs will apply forthe participation of interested parties in the Binding Phase. The Binding Phase will be open to all interested parties, including those that have notsubmitted a non-binding demand indication during the non-binding phase of the IncrementalCapacity Process or the Market Test. Access to the transportation service on the respective TSOs systems is permitted impartially and on an equal basis to all interested parties that possess the specific requirements as presented below in this document. Together with the Binding Phase Notice, the TSOs Concerned will make available a list of the relevant documentation that needs to be submitted by the Participants for their eligibility to participate in the Binding Bidding Phase and the respective deadline for submission of such documentation. Incremental capacity will be offered as bundled products to the Participants. 5.1 Participation criteria and registration The requirements referred to in this Section will apply to this Binding Phase carried out by theTSOs. Applicants will have to submit filled-in Binding Phase Registration Forms to the TSOs, which will be provided together with the Joint Notice and each TSO’s own Binding Phase Notice. The information to be submitted by Applicants shall include (but not be limited to) the following information: 19   Company Name and Address. Name and contact details of Company Representative. The above registration requirements apply in addition and are subject to each TSO’s further requirements in relation to registration and their applicable regulatory framework, in each case. Applicants must submit (within the required deadlines) all the documents needed, as described in this Section, each TSO’s own Binding Phase Notice and the Joint Notice. At the end of the Registration Period, the TSOs will communicate to the Applicants their eligibility to participate in the Binding Bidding Phase. By participating in a Binding Bidding Phase, each Participant will be required to accept that:       the Capacity Allocation referred to in the Incremental Capacity Process is subject to the positive outcome of the EVT of the TSOs Concerned, in accordance with the Project Proposal and the Guidelines; the Participant is required to provide the TSOs the relevant and respective Binding Bid Guarantees; in case of a negative outcome of the EVT carried out prior to Capacity Allocation, the TSOs Concerned shall, if applicable, return any Binding Bid Guarantees and no transmission capacity will be contractually or otherwise allocated; in case of a positive outcome of the EVT carried out prior to Capacity Allocation, the successful Participant shall enter into a GTA and, if applicable, present to the TSOs respective GTA Guarantees as described below in Section 5.7; in case a Participant is not allocated incremental capacity after a positive EVT, the Binding Bid Guarantees shall be returned; and if the Participant is allocated capacity but the GTA between the TSO and the Participant is not executed between the relevant parties or does not, for any reason, become fully effective, the Participant 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 TransmissionAgreement and the relevant Application. 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 parties will be definedin detail in the Binding Phase Notice. DESFA shall not allow any interested party to submit Binding Bids if these requirements are not met and even if submitted shall be rejected for thisreason. Any statement of possession of requirements (requests, commitments, declarations or acceptances), as well as any request/communication or expression of will, made by the 20 Applicant, including via the relevant functionality of DESFA’s website, constitutes a formal obligation and commitment on the part of the Participant, which accepts – even in respect ofthird parties – any and all liability arising from any breaches/errors or omissions. Participants shall be required to provide to DESFA within the required deadlines a Binding Bid Guarantee, cashable at first request of DESFA, issued by any Greek financial institute supervised by the ECB (systemic Banks, namely any of Alpha Bank, Eurobank, National Bank of Greece and Piraeus Bank) including their subsidiaries or any Greek branch of an internationallyreputable bank with a minimum investment grade credit rating from the following Agencies: BBB at Standard and Poor’s, BBB at Fitch or Baa3 at Moody’s, or any internationally reputable bank with a minimum investment grade credit rating (as described above), or any subsidiary of an internationally reputable bank with a minimum investment grade credit rating (as described above), or any subsidiary of an internationally reputable bank without a minimum investment grade credit rating (or without any rating at all), provided that the Binding Bid Guarantee is counter-guaranteed by any internationally reputable bank with a minimum investment grade credit rating (as described above); which has been approved in advance byDESFA, at its sole discretion, equal in value to 20% of the maximum annual capacity charge (based on the indicative tariff made available by DESFA, including any premium) of the incremental capacity they intend to request, valid until two
(2)months from the execution ofthe GTAs according to Section 4.2). For the calculation of the Binding Bid Guarantee the sum of the Reference Price and the respective Mandatory Minimum Premium per Offer Level, according to Section 6.2.1 and 6.2.2, shall be calculated and the maximum of the threesums shall be used, i.e. 5,9688396 €/(kWh/h)/y. The respective tariff by DESFA, according to the provisions of the relevant tariff regulation, as approved by RAEWW (to be used as estimated reference price for the duration of the initial incremental capacity requests) and any premium applicable, will be published on TSO’s website during the Information Phase. Binding Bids by Participants will be accepted only within the limits of the guarantees which will have been presented to DESFA according to the provisions above. By submitting a bindingrequest to DESFA, the Participant accepts that said request will constitute an irrevocable commitment to enter a GTA with DESFA, subject to positive EVT. The Binding Bid Guarantee provided to DESFA by each Participant will be returned to such Participant once:    DESFA confirms that the Participant will not be allocated incremental capacity. DESFA’s EVT is finally determined to be negative (in accordance with the provisions of Section 5.6), or If the Participant is allocated incremental capacity, upon the presentation to DESFA of the GTA Guarantee described in Section 5.7. 21 5.1.2 ICGB Applicants will be required to fulfill the relevant requirements defined in IGB NETWORK CODE, the Project Proposal, the Binding Phase Notice and the GTA (in respect to the incremental capacity that has been allocated according to the present process) and the relevant application. Only Network Users, as defined in the IGB NETWORK CODE, can submit Binding Bids for capacity in ICGB System, in the Binding Bidding Phase. ICGB shall not allow any interested party to submit Binding Bids if these requirements are not met and even ifsubmitted shall be rejected for this reason. Any statement of possession of requirements (requests, commitments, declarations, or acceptances), as well as any request/communication or expression of will, made by the Applicant, constitutes a formal obligation and commitment on the part of the Participant, which accepts – even in respect of third parties – any and all liability arising from or related with the correctness of the said statements, including but not limited to errors or omissions contained thereto. Participants shall be required to provide ICGB within the required deadlines a Binding Bid Guarantee in the form of a bid bank guarantee, bid parent company guarantee or bid cash deposit. The bid bank guarantee or the bid parent company guarantee shall be on demand and to include irrevocable and unconditional undertake that, forthwith upon ICGB giving written notice to the guarantor stating in its sole and absolute judgement that the Participant has failed to observe or perform any of the terms, conditions or provisions of the Binding BiddingPhase on its part to be observed or performed, the guarantor will, on one or more occasions and notwithstanding any objection which may be made by the Participant, promptly pay to ICGB the amount of the Binding Bid Guarantee. The bid bank guarantee shall be issued in EUR by a bank having a registered main office in the European Union that has the credit rating as specified in Minimum Credit Rating at the IGB NETWORK CODE in the forms to be provided with the Binding Phase Notice. The bid parent company guarantee shall be issued in EUR and shall be on demand parent company guarantee to be provided (i) by a parent or affiliate of the Participant with a rating for its long-term unsecured and non-credit-enhanced debt obligations as specified in Minimum Credit Rating at the IGB NETWORK CODE; and (ii) on behalf of the Participant to ICGB to secure the obligations of the Participant related to the Binding Bid. If the long-term issuer credit rating for any guarantor under any bid parent company guarantee falls below thespecified in the Minimum Credit Rating at the IGB NETWORK CODE, then within 10 days of such event, the relevant Participant shall procure replacement of Binding Bid Guarantee. The bid cash deposit shall represent a sum of money in EUR paid into a bank account of the ICGB set out in the Binding Phase Notice. By making such payment, the Participant shall transfer to the ICGB, and the ICGB shall acquire the full title over the cash deposit (and any ofits parts), free of any encumbrances held by either the Participant or any third party. No interest or any other amount shall be payable by the ICGB to the Network User in connection 22 with the bid cash deposit. ICGB shall have the right to utilize the cash deposit only for the purpose of ensuring that the Participant meets its Binding Bidding Phase requirements. In case of the full or partial enforcement of the Binding Bid Guarantee, the Participant shall ensure that the Binding Bid Guarantee is either renewed or replenished or the cash amount corresponding to the amount drawn under the Binding Bid Guarantee is promptly paid to theICGB, all in order the Participant continuously to meet the relevant amount of the Binding Bid Guarantee. Any cost incurred by the ICGB as a result of enforcing, adjusting and/or renewingor maintaining the Binding Bid Guarantee shall be charged to the Participant. The Participant shall ensure that the Binding Bid Guarantee shall remain in full force and effectuntil two
(2)months from the actual date of the execution of the GTA or from the date for execution of the GTAs according to Section 4.2, whichever is the latest. The amount of the Binding Bid Guarantee shall be equal in value to 15% of the annual capacity charge (based on the indicative tariff made available by ICGB, including any premium) for the incremental capacity the Participants intend to request. For any booking spanning multiple years, the Binding Bid Guarantee must be 15% of the annual capacity charge for each year within the requested period. The respective annual transmission tariff of ICGB, according to the provisions of IGB TRANSMISSION TARIFF CODE annex to the IGB NETWORK CODE as approved by the NRAs or other relevant tariff documentation/regulation, approved by NRAs (to be used as estimated reference price for the duration of the initial incremental capacity requests) and any premium applicable, will be published on TSOs’ websites during the Information Phase, to the extent applicable. In case an amendment is made to the amount of the incremental capacity the Participants intend to request, the Binding Bid Guarantee shall be modified accordingly upon request by ICGB to the relevant Participant and the relevant Participant shall procure that such amendments are made within ten
(10)Days. Binding Bids by Participants will be accepted only within the limits of the Binding Bid Guarantees which will have been presented to ICGB. By submitting a binding request to ICGB,the Participant accepts that said request will constitute an irrevocable commitment to enter a GTA with ICGB, subject to the positive EVT. The Binding Bid Guarantee provided to ICGB by each Participant will be returned to such Participant once:    ICGB confirms that the Participant will not be allocated incremental capacity. ICGB’s EVT is finally determined to be negative (in accordance with the provisions of Section 5.6). if the Participant is allocated incremental capacity, upon the provision to ICGB of the GTA Guarantee described in Section 5.
  1. 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 23 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 ofmismatch. 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. (Gas Year)  The requested end date of the bid. (Gas Year)  Indication whether capacity reduction is acceptable or not. Part

🔗 Στην επίσημη πηγή

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