[pic] | ЕВРОПЕЙСКА КОМИСИЯ |

Брюксел, 17.11.2010

COM(2010) 677 окончателен

СЪОБЩЕНИЕ НА КОМИСИЯТА ДО ЕВРОПЕЙСКИЯ ПАРЛАМЕНТ, СЪВЕТА, ЕВРОПЕЙСКИЯ ИКОНОМИЧЕСКИ И СОЦИАЛЕН КОМИТЕТ И КОМИТЕТА НА РЕГИОНИТЕ

Приоритети за енергийна инфраструктура за 2020 г. и по-нататък — план за интегрирана европейска енергийна мрежа

{SEC(2010) 1395 окончателен}{SEC(2010) 1396 окончателен}{SEC(2010) 1398 окончателен}

СЪОБЩЕНИЕ НА КОМИСИЯТА ДО ЕВРОПЕЙСКИЯ ПАРЛАМЕНТ, СЪВЕТА, ЕВРОПЕЙСКИЯ ИКОНОМИЧЕСКИ И СОЦИАЛЕН КОМИТЕТ И КОМИТЕТА НА РЕГИОНИТЕ

Приоритети за енергийна инфраструктура за 2020 г. и по-нататък — план за интегрирана европейска енергийна мрежа

СЪДЪРЖАНИЕ

1. Въведение 4

2. Предизвикателствата пред инфраструктурата изискват спешни действия 6

2.1. Електроенергийни мрежи и акумулиране на енергия 6

2.2. Газопреносни мрежи и съхранение на природен газ 6

2.3 Топлофикационни мрежи и селищни охладителни мрежи 6

2.4. Улавяне, пренос и съхранение на CO2 (CCS) 6

2.5. Инфраструктура за пренос и рафиниране на нефт и олефини 6

2.6. Пазарът ще осъществи повечето инвестиции, но някои препятствия продължават да съществуват 6

2.7. Инвестиционните потребности и недостигът на финансови средства 6

3. План за енергийна инфраструктура: нов метод за стратегическо планиране 6

4. Европейски приоритети за инфраструктура за 2020 г. и по-нататък 6

4.1. Приоритетни коридори за пренос на електроенергия, газ и нефт 6

4.1.1. Преустройване на електропреносната мрежа на Европа, така че да е подходяща за условията в 2020 г. 6

4.1.2. Разнообразяване на газовите доставки в една напълно взаимосвързана и гъвкава газова мрежа на ЕС 6

4.1.3. Осигуряване на сигурност на нефтените доставки 6

4.1.4. Въвеждане на технологии за интелигентни енергийни мрежи 6

4.2. Подготвка на мрежите, които ще служат в дългосрочен план 6

4.2.1. Европейски електропреносни магистрали 6

4.2.2. Европейска инфраструктура за пренос на CO2 6

4.3. От приоритети към проекти 6

5. Инструментариум за ускоряване на изпълнението 6

5.1. Регионални клъстери 6

5.2. По-бързи по-прозрачни процедури за издаване на разрешения 6

5.3. По-добри методи и информация за политическите ръководители и гражданите 6

5.4. Създаване на стабилна рамка за финансиране 6

5.4.1. Привличане на финансиране от частни източници чрез подобрено разпределяне на разходите 6

5.4.2. Оптимизиране на привличането на публични и частни източници чрез смекчаване на рисковете за инвеститорите 6

6. Заключения и перспективи 6

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Въведение 6

2. Развитие на търсенето и предлагането на енергия 6

3. Приоритетни коридори за пренос на електроенергия, газ и нефт 6

3.1. Преустройство на електропреносната мрежа на Европа, така че да е адекватна за 2020 г. 6

3.1.1. Морска електропреносна мрежа в северните морета 6

3.1.2. Междусистемни електропреносни връзки в Югозападна Европа 6

3.1.3. Междусистемни електропреносни връзки в Централна/Източна и Югоизточна Европа 6

3.1.4. Изпълнение на Плана за взаимосвързване на Балтийския енергиен пазар в областта на електроенергетиката 6

3.2. Разнообразяване на газовите доставки в напълно взаимосвързана и гъвкава газова мрежа на ЕС 6

3.2.1. Южен коридор 6

3.2.2. Газопреносни връзки север—юг в Източна Европа 6

3.2.3. Изпълнение на Плана за взаимосвързване на Балтийския енергиен пазар в областта на природния газ 6

3.2.4. Коридор север—юг в Западна Европа 6

3.3. Гарантиране на сигурност на нефтените доставки 6

3.4. Въвеждане на технологии за интелигентни енергийни мрежи 6

4. Подготовка на мрежите, които ще служат в по-дългосрочен план 6

4.1. Европейски електропреносни магистрали 6

4.2. Европейска инфраструктура за пренос на CO2 6

1. Въведение

Европейската енергийна инфраструктура е централната нервна система на нашата икономика. Целите на енергийната политика на ЕС, както и икономическите цели на програмата „Европа 2020“ няма да бъдат осъществими без значителна промяна в начина, по който се развива европейската инфраструктура. Преустройването на нашата енергийна система за „нисковъглеродно“ бъдеще не е задача единствено за енергийната промишленост. Ще бъдат необходими технологични подобрения, подобрена ефективност, устойчивост спрямо промените в климата и нова гъвкавост. Това не е задача, която отделните държави-членки могат да постигнат самостоятелно. Ще бъде необходима европейска стратегия и финансиране.

В Енергийната политика за Европа, одобрена от Европейския съвет през март 2007 г.[1], са формулирани основните цели на енергийната политика на Европейския съюз — конкурентоспособност, устойчиво развитие и сигурност на доставките . Вътрешнообщностният енергиен пазар трябва да бъде изграден през следващите години и към 2020 г. възобновяемите източници трябва да задоволяват 20 % от крайното ни енергопотребление, емисиите на парникови газове трябва да се понижат с 20 %[2], а ползите от повишаването на енергийната ефективност трябва да доведат до 20 % спестявания в енергопотреблението. ЕС трябва да гарантира сигурност на доставките на своите 500 милиона граждани при конкурентни цени в контекста на все по-голяма международна конкуренция за световните ресурси. Относителното значение на енергийните източници ще се промени. По отношение на минералните горива, най-вече газа и нефта, зависимостта на ЕС от внос дори ще се увеличи. По отношение на електроенергията се прогнозира потреблението да нарасне значително.

В съобщението Енергетика 2020 [3], прието на 10 ноември 2010 г., бе отправен призив за радикална промяна в начина, по който планираме, изграждаме и обслужваме нашите енергийни инфраструктури и мрежи. Енергийните инфраструктури са поставени на челно място във водещата инициатива[4] „Европа за ефективно използване на ресурсите“.

Адекватните, интегрирани и надеждни енергийни мрежи са абсолютно необходимо предварително условие не само за целите на енергийната политика на ЕС, но и за икономическата стратегия на ЕС. Развитието на нашата енергийна инфраструктура не само ще даде възможност на ЕС да създаде правилно функциониращ вътрешнообщностен енергиен пазар, но и ще повиши сигурността на доставките, ще даде възможност за интегриране на възобновяеми енергийни източници и ще позволи на потребителите да се възползват от нови технологии и интелигентно използване на енергията.

ЕС заплаща цената за своята остаряла и слабо взаимосвързана енергийна инфраструктура. През януари 2009 г. решенията за преодоляване на прекъсването на доставките на газ в Източна Европа бяха възпрепятствани от липса на възможности за двупосочно подаване на газ и от неадекватна инфраструктура по отношение на взаимната свързаност на газопреносните мрежи и газохранилищата. Бързото развитие на производството на електроенергия от морски вятърни източници в регионите на Северно и Балтийско море се възпрепятства от недостатъчни връзки към електропреносната мрежа в морето и на сушата. Развитието на огромния потенциал от възобновяеми източници в Южна Европа и Северна Африка ще бъде невъзможно без допълнителни преносни връзки в рамките на ЕС и със съседни държави. Рискът и разходите заради прекъсвания и енергийни загуби ще станат много по-високи, освен ако ЕС инвестира спешно в интелигентни, ефективни и конкурентоспособни енергийни мрежи и използва своя потенциал за подобрения на енергийната ефективност.

В по-дългосрочен план тези въпроси са съчетани от целта на ЕС за декарбонизация, тоест за намаляване на емисиите ни на парникови газове с 80—95 % до 2050 г., и пораждат необходимост от допълнителни развития, например инфраструктура за широкомащабно акумулиране на електроенергия, зареждане на електрически превозни средства, пренос и съхранение на CO2 и на водород. Инфраструктурните обекти, които ще бъдат изградени през следващото десетилетие, в по-голямата си част ще продължават да се използват в периода около 2050 г. Поради това е от изключителна важност да имаме предвид целта в по-дългосрочен план . Комисията планира да представи в 2011 г. цялостна пътна карта за периода до 2050 г. В пътната карта ще бъдат разгледани различни сценарии за енергийния микс и ще бъдат описани начини за постигане на дългосрочната европейска цел за декарбонизация, както и съответното им значение за решенията в областта на енергийната политика. В настоящото съобщение е формулирана енерийна инфраструктура карта, която ще бъде необходима за постигане на нашите енергийни цели за 2020 г. Пътните карти за реализация на нисковъглеродна икономика и енергетика до 2050 г. допълнително ще подпомагат и насочват изграждането на европейска енергийна инфраструктура, като осигуряват дългосрочна визия.

Енергийните инфраструктури, планирани днес, трябва да са съвместими с по-дългосрочните политически решения.

Необходима е нова политика за енергийната инфраструктура на ЕС, която да координира и оптимизира развитието на мрежите в континентален мащаб. Това ще позволи на ЕС да се възползва в максимална степен от интегрирана европейска енергопреносна мрежа, която цялостно ще е по-ценна от отделните си компоненти. Европейска стратегия за напълно интегрирана енергийна инфраструктура въз основа на интелигентни нисковъглеродни технологии ще намали разходите за прехода към нисковъглеродна икономика, чрез икономии от увеличения мащаб на прилагане на тези технологии в отделните държави-членки. Един цялостно взаимосвързан европейски пазар ще подобри сигурността на доставките и ще спомогне за стабилизиране на потребителските цени, като гарантира, че електроенергията и газът се доставят там, където са необходими. Европейските мрежи, включително и тези със съседни на ЕС държави (когато такива мрежи са подходящи), също така ще улеснят конкуренцията на единния енергиен пазар на ЕС и ще изградят солидарност сред държавите-членки. Преди всичко, една интегрирана европейска инфраструктура ще осигури на европейските граждани и бизнеса достъп до енергийни източници на достъпни цени. Това на свой ред ще има положителен принос за целта на европейската политика за 2020 г. за поддържане на силна, диверсифицирана и конкурентоспособна промишлена база в Европа.

Два специфични въпроса, които трябва да се разгледат, са разрешаването и финансирането на проекти. Даването на разрешения и трансграничното сътрудничество трябва да станат по-ефикасни и прозрачни, за да се подобри обществената нагласа и да се ускорят реализациите. Трябва да бъдат намерени финансови решения за осигуряване на необходимите инвестиции — които се изчисляват в размер на около един трилион евро за следващото десетилетие, от които половината ще бъдат необходими само за енергийните мрежи. Регулираните тарифи и таксите за претоварване на преносния капацитет ще трябва да осигурят по-голямата част от тези инвестиции за преносни мрежи. При все това, в рамките на настоящата регулаторна рамка няма да могат да бъдат привлечени всички необходими инвестиции, или ще бъдат привлечени, но не достатъчно бързо — най-вече поради наличието на положителни нефинансови външни ефекти или на регионална или европейската добавена стойност на някои проекти, чиито преки ползи на национално или местно ниво са по-ограничени. Забавянето на инвестициите в инфраструктурата допълнително се утежнява от рецесията.

Стъпките към нова енергийна стратегия за ЕС имат пълната подкрепа на държавните глави и правителствата на Европа. През март 2009 г. Европейският съвет[5] призова за задълбочен преглед на рамката за трансевропейските енергийни мрежи (TEN-E)[6] чрез адаптирането ѝ към посочените по-горе предизвикателства, и към новите отговорности, поверени на Съюза с член 194 от Лисабонския договор.

В настоящото съобщение е описан план, който цели да осигури на ЕС визия за необходимите стъпки, за да направим нашите енергийни мрежи ефективни. В него е представен нов метод за стратегическо планиране, за да се направи преглед на необходимата инфраструктура, да се оцени кои инфраструктури са от европейски интерес — въз основа на ясна и прозрачна методика, и да се осигури инструментариум, за да се гарантира навременното им осъществяване, включително начини за ускоряване на издаването на разрешения, подобряване на разпределението на разходи и насочване на финансови средства с цел привличане на частни инвестиции.

2. Предизвикателствата пред инфраструктурата изискват спешни действия

Предизвикателството във връзка с взаимното свързване и адаптирането на нашите енергийни инфраструктури към новите потребности е значително, неотложно и засяга всички сектори[7].

2.1. Електроенергийни мрежи и акумулиране на енергия

Електроенергийните мрежи трябва да се усъвършенстват и модернизират, за да отговорят на нарастващото електропотребление, дължащо се на значителна промяна в цялостната верига на енергийната стойност и в енергийния микс, а също и на разпространението на приложения и технологии, които използват електроенергията като източник на енергия (термопомпи, електрически превозни средства, водородни технологии и горивни клетки[8], информационни и комуникационни устройства и др.). Електроенергийните мрежи трябва също така спешно да се разширят и усъвършенстват, за да се насърчи интегриране на пазара и поддържане на настоящото равнище на сигурност на системата, но най-вече за пренос и балансиране на електроенергията, произведена от възобновяеми източници , която се очаква да нарасне над два пъти в периода 2007—2020 г.[9] Значителен дял от електрогенериращите мощности ще бъде концентриран в области, разположени далече от основните центрове на електропотребление или акумулиране на енергия. До 12 % от производството на електроенергия от възобновяеми източници през 2020 г. се очаква да идва от морски инсталации, най-вече в северните морета. Значителен дял ще идва и от наземни слънчеви и вятърни паркове в Южна Европа или инсталации за биомаса в Централна и Източна Европа, като децентрализираното електропроизводство също ще се увеличи в нашия континент. Разходите за разполагане на съоръжения за електропроизводство от възобновяеми източници могат да се намалят чрез изграждане на добре взаимосвързана и интелигентна електроенергийна мрежа, включва мащабно акумулиране на енергия , тъй като в общоевропейски мащаб могат да се постигнат най-високи подобрения на ефективността. Отвъд тези краткосрочни изисквания, електроенергийните мрежи ще трябва да претърпят едно по-фундаментално развитие, за да се даде възможност за преминаване към декарбонизирана електроенергийна система в периода до 2050 г., за което ще допринесат и нови технологии за пренос на електроенергия с високо напрежение на големи разстояния и за акумулиране на електроенергия , които да поемат постоянно нарастващите дялове на електроенергията от възобновяеми източници от ЕС и от други райони.

Същевременно електропреносните мрежи трябва да станат и по-интелигентни. Постигането на европейските цели за 2020 г. за енергийна ефективност и електроенергия от възобновяеми източници няма да бъде възможно без повече иновации и интелигентност в мрежите както на ниво пренос, така и на ниво разпределение, по-специално чрез информационни и комуникационни технологии. Те ще изпълняват съществена роля при управлението на търсенето и други услуги на интелигентната електроенергийна мрежа . Интелигентните електроенергийни мрежи ще улеснят прозрачността и ще позволят на потребителите да контролират уредите в своите домове, така че да се спестява енергия, да се улесни производството на електроенергия в дома и да се намалят разходите. Такива технологии също така ще подпомогнат увеличаването на конкурентоспособността и световното технологично лидерство на промишлеността на ЕС, включително МСП.

2.2. Газопреносни мрежи и съхранение на природен газ

Ако доставките му са сигурни, природният газ ще продължи да играе ключова роля в енергийния микс на ЕС през следващите десетилетия и ще увеличи своето значение като резервно гориво за върховото производство на електроенергия. Въпреки че в дългосрочен план неконвенционалните ресурси и биогазът може да допринесат за намаляване на зависимостта на ЕС от внос, в средносрочен план изчерпването на местните конвенционални ресурси от природен газ изисква увеличаване и разнообразяване на вноса . Газовите мрежи са обект на допълнителни изисквания за гъвкавост в системата, необходимост от двупосочни газопроводи, увеличен капацитет за съхранение и гъвкави доставки, включително на втечнен природен газ (LNG) и сгъстен природен газ (CNG). Същевременно пазарите все още са разпокъсани и монополни, с различни бариери пред откритата и справедлива конкуренция. Зависимостта от един източник , съчетана с липса на инфраструктура, преобладава в Източна Европа. Още към 2020 г. ще е необходим разнообразен портфейл от физически източници и трасета за газ и напълно взаимосвързана и двупосочна газова мрежа, където е подходящо[10] в рамките на ЕС. Това развитие трябва да е тясно свързано със стратегията на ЕС по отношение на трети държави, по-специално във връзка с нашите доставчици и транзитни държави.

2.3 Топлофикационни мрежи и селищни охладителни мрежи

Електропроизводството в топлоелектрически централи често води до загуби на енергия в електрогенериращия цикъл, като същевременно в близост се използват природни ресурси за отопление и охлаждане чрез отделни системи. Това е неефективно и скъпо. Също така, природни ресурси като морски или подпочвени води рядко се използват за охлаждане, въпреки съответните възможности за намаление на разходите. Поради това трябва да се насърчава разработването и модернизирането на топлофикационни и селищни охладителни мрежи — като приоритет във всички по-големи населени места, където местните или регионални условия оправдават това, най-вече от гледна точка на потребностите от отопление и охлаждане, съществуващата или планирана инфраструктура, микса на електрогенерирането и др. Този въпрос ще бъде разгледан в плана за енергийна ефективност и партньорството за иновации „Интелигентни градове“, който ще бъде стартиран в началото на 2011 г.

2.4. Улавяне, пренос и съхранение на CO 2 (CCS)

Технологиите за CCS биха намалили емисиите от CO2 в голям мащаб, давайки същевременно възможност да продължат да се използват минерални горива, които ще останат важен източник за производство на електроенергия през следващите десетилетия. Технологията и съответните рискове и ползи все още се изпитват чрез пилотни инсталации, които ще влязат в действие през 2015 г. Стопанското въвеждане на CCS в електропроизводството и промишлеността се очаква да започне след 2020 г. и да бъде последвано от глобално разпространение на технологията около 2030 г. Поради факта, че потенциалните обекти за съхранение на CO2 са неравномерно разпределени в Европа, както и факта, че в съпоставка със значителните количества на техните емисии на CO2, някои държави-членки разполагат с ограничен потенциал за съхранение в рамките на националните си граници, може да възникне необходимост от изграждането на европейска инфраструктура от тръбопроводи, която да пресича държавните граници и да навлиза в морски райони.

2.5. Инфраструктура за пренос и рафиниране на нефт и олефини

Ако политиките по отношение на климата, транспорта и енергийната ефективност останат същите като понастоящем, нефтът би представлявал 30 % от първичната енергия и значителна част от транспортните горива вероятно и през 2030 г. ще са производни на нефта продукти. Сигурността на доставките зависи от добрите характеристики и гъвкавостта на цялата верига за доставки — от суровия нефт, доставян на рафинериите, до окончателния продукт, който се предлага на потребителите. Същевременно, бъдещата форма на инфраструктурата за пренос на суров нефт и нефтопродукти също ще бъде определена от някои развития в европейския нефтохимически отрасъл, който понастоящем е изправен пред редица предизвикателства, описани в работния документ на службите на Комисията, придружаващ настоящото съобщение.

2.6. Пазарът ще осъществи повечето инвестиции, но някои препятствия продължават да съществуват

Политиката и законодателните мерки, които ЕС прие от 2009 г. насам, осигуриха силна и стабилна основа за планиране на европейската инфраструктура. В третия пакет от документи за вътрешнообщностния енергиен пазар [11] бе положена основата за планирането на и инвестирането в европейските енергийни мрежи, чрез създаване на изискването операторите на преносни системи (TSO) да си сътрудничат и да изготвят регионални и европейски 10-годишни планове за развитие на мрежите (TYNDP) за електроенергия и газ в рамките на Eвропейската мрежа на операторите на преносни системи (ENTSO) и чрез създаване на правила за сътрудничество между националните регулаторни органи при трансгранични инвестиции, в рамките на Агенцията за сътрудничество между енергийните регулатори (ACER).

Третият пакет от документи въвежда задължение регулаторите да вземат под внимание въздействието на техните решения върху вътрешнообщностния пазар на ЕС като цяло. Това означава, че те не трябва да оценяват инвестициите единствено въз основа на ползите в своите държави-членки, а въз основа на общоевропейските ползи. Въпреки това, определянето на тарифите остава с национална насоченост и ключовите решения относно инфраструктурните проекти за преносни връзки се вземат на национално ниво. Националните регулаторни органи традиционно целят предимно свеждане до минимум на тарифите и следователно имат тенденция да не одобряват необходимата норма на възвращаемост за проекти с по-широкообхватни регионални ползи или трудното разпределяне на разходите при трансгранични проекти, които прилагат иновативни технологии, или проекти, които изпълняват единствено цели, свързани със сигурността на доставките.

Освен това с укрепената и разширена Система за търговия на емисии (ETS) ще е налице обединен европейски пазар на въглеродните емисии. Цените на правата за емисии в рамките на ETS вече влияят и все повече ще насочват оптималния микс от и разположение на източници на електроенергия в посока към нисковъглеродните източници на електроенергия.

Регламентът относно сигурността на доставките на газ [12] ще увеличи възможностите на ЕС за реагиране при кризисни ситуации — чрез повишена устойчивост на мрежата и общи стандарти за сигурност на доставките и за допълнителни съоръжения. Освен това, в него са формулирани ясни задължения за инвестиции в мрежите.

Енергийният отрасъл, операторите на преносни системи и регулаторните органи посочиха дългите и несигурни разрешителни процедури като една от основните причини за забавяния в изпълнението на инфраструктурни проекти, особено в областта на електроенергетиката[13]. Времето между началото на проектирането и окончателното пускане в експлоатация на електроцентрала често е над 10 години[14]. Трансграничните проекти често са изправени пред допълнителна съпротива, тъй като в много случаи се възприемат като обикновени „транзитни линии“, без местни ползи. Прогнозира се, че дължащите се на тези причини забавяния в областта на електроенергетиката ще попречат на реализирането на около 50 % от икономически осъществимите проекти в периода до 2020 г.[15] Това би възпрепятствало в голяма степен постигането в ЕС на нисковъглеродна икономика с ефективно използване на ресурсите и би застрашило европейската конкурентоспособност. Липсата на координация, стратегическо планиране и хармонизиране на националните регулаторни рамки по отношение на морските райони често забавят инвестиционния процес за енергийни обекти и увеличават риска от конфликти, на по-късен етап, с други видове ползвания на морски ресурси.

2.7. Инвестиционните потребности и недостигът на финансови средства

За да се постигнат целите в областта на енергийната политика и климата, необходимо е в нашата енергийна система да се инвестират около един трилион евро в периода до 2020 г. [16] Около половината от тази сума ще бъде необходима за енергийни мрежи, включително за пренос, разпределение, съхранение на електроенергия и газ, както и интелигентни мрежи.

От тези инвестиции около 200 млрд. евро са необходими само за енергопреносни мрежи . При все това, до 2020 г. от пазара ще бъдат осъществени само около 50 % от необходимите инвестиции за преносни мрежи. Това означава недостиг на инвестиции в размер на около 100 млрд. евро. Част от този недостиг е резултат от забавяния в получаването на необходимите екологични и строителни разрешения, но също така и от труден достъп до финансиране и липса на адекватни инструменти за смекчаване на риска, особено по отношение на проекти с положителни външни нефинансови ефекти и по-широкообхватни общоевропейски ползи, но без достатъчно стабилна икономическа обосновка[17]. Нашите усилия трябва също да бъдат насочени и към допълнително развитие на вътрешнообщностния енергийния пазар, имащо съществено значение за насърчаване на инвестициите от частния сектор в енергийна инфраструктура, които на свой ред биха допринесли за намаляване на недостига на финансови средства през следващите години.

Ще има огромни разходи, ако тези инвестиции не бъдат реализирани, или ако не са обхванати от общоевропейска координация , както бе демонстрирано при разработките за морски вятърни централи, при които съответните национални решения могат да бъдат с 20 % по-скъпи. Реализирането на всички необходими инвестиции в преносна инфраструктура би създало допълнителни 775 000 работни места в периода 2011—2020 г. и би добавило 19 млрд. евро към нашия БВП към 2020 г.[18], в сравнение със сценария при продължаване на обичайната практика. Освен това, тези инвестиции ще спомогнат за промоция на разпространението на европейски технологии. Промишлеността на ЕС, включително малките и средни предприятия, е ключов производител на технологии за енергийна инфраструктура. Усъвършенстването на енергийната инфраструктура в ЕС осигурява възможност за подобряване на европейската конкурентоспособност и за световно технологично лидерство.

3. План за енергийна инфраструктура: нов метод за стратегическо планиране

Създаването на енергийните инфраструктури, от които се нуждае Европа в следващите две десетилетия, изисква напълно нова инфраструктурна политика, основаваща се на европейска визия. Това също така означава промяна на сегашната практика на програмата за трансевропейски електроенергийни преносни връзки (TEN-E) с дълги предварително определени списъци с проекти, при които няма гъвкавост. Комисията предлага нов метод, включващ следните стъпки:

- Изготвяне на карта на енергийната инфраструктура, с оглед създаването на европейска интелигентна супермрежа, свързваща преносните мрежи на континентално ниво.

- Насочване към ограничен брой европейски приоритети , които трябва да бъдат осъществени до 2020 г., за да се изпълнят дългосрочните цели, и при които би имало най-много смисъл от действие на европейско ниво.

- Въз основа на одобрената методика, идентифициране на конкретни проекти , необходими за постигане на тези приоритети — които да бъдат обявени за проекти от европейски интерес — което да стане по един гъвкав начин и въз основа на регионалното сътрудничество, така че да се отговори на променящите се пазарни условия и технологично развитие.

- Подпомагане на осъществяването на проекти от европейски интерес посредством нови инструменти , като например подобрено регионално сътрудничество, подобрени разрешителни процедури, по-добри методи и информация за политическите ръководители и гражданите, както и иновативни финансови инструменти.

4. Европейски приоритети за инфраструктура за 2020 г. и по-нататък

Комисията предлага следните девет краткосрочни и два дългосрочни приоритета за преустройство на нашата енергийна инфраструктура, така че тя да е адекватна за условията на 21-ви век.

4.1. Приоритетни коридори за пренос на електроенергия, газ и нефт

4.1.1. Преустройване на електропреносната мрежа на Европа, така че да е подходяща за условията в 2020 г.

Първият 10-годишен план за развитие на преносната мрежа (TYNDP)[19] представлява стабилна основа за установяване на приоритети в сектора на инфраструктурата за пренос на електроенергия. При все това, в плана не се взема изцяло предвид инвестицията в инфраструктура, необходима за значителните нови електрогенериращи мощности в морски райони, най-вече за вятърна енергия в северните морета[20], и не се гарантира навременно изпълнение, най-вече за трансграничните преносни връзки. С оглед да се гарантира навременно интегриране на мощностите за генериране на електроенергия от възобновяеми източници в Северна и Южна Европа, както и допълнително интегриране на пазара , Европейската комисия предлага вниманието да се насочи към следните приоритетни коридори, които ще направят електропреносните мрежи на Европа адекватни за 2020 г.:

1. Морска електропреносна мрежа в северните морета и свързване със Северна и Централна Европа — за интегриране и свързване на електрогенериращите мощности в северните морета[21] с центровете на електропотребление в Северна и Централна Европа и помпено-акумулиращите електроцентрали в алпийския регион и в северните страни.

2. Електропреносни връзки в Югозападна Европа , във връзка с централите за вятърна, водна и слънчева енергия, по-специално между Пиренейския полуостров и Франция, и допълнително свързване с Централна Европа, така че да се използват по най-добрия начин възобновяемите енергийни източници от Северна Африка и съществуващата инфраструктура между Северна Африка и Европа.

3. Електропреносни връзки в Централна/Източна и Югоизточна Европа — укрепване на преносната мрежа в този регион по посока север—юг и изток—запад, за да се подпомогне пазара и използването на електроенергия от възобновяеми източници, включително преносни връзки към мощности за акумулиране на енергия, както и интегриране на „енергийни острови“.

4. Завършване на BEMIP (План за преносно свързване на балтийския енергиен пазар) — интегриране на балтийските държави в европейския пазар чрез подсилване на вътрешните им преносни мрежи и укрепване на преносните връзки с Финландия, Швеция и Полша, както и чрез подсилване на полската вътрешна преносна мрежа и връзките в източна и западна посока.

4.1.2. Разнообразяване на газовите доставки в една напълно взаимосвързана и гъвкава газова мрежа на ЕС

Целта на тази приоритетна област е да се изгради необходимата инфраструктура, за да се даде възможност навсякъде в ЕС да се купува и продава природен газ от който и да е източник, независимо от националните граници. Това също така би гарантирало сигурност при търсенето чрез осигуряване на повече избор и по-голям пазар за производителите на газ, на който те да продават своите продукти. Редица положителни примери в държавите-членки показват, че разнообразяването представлява ключ за увеличаване на конкуренцията и подобряване на сигурността на доставките . Докато на нивото на ЕС доставките се разнообразяват по три коридора — Северния коридор от Норвегия, Източния коридор от Русия, Средиземноморския коридор от Африка — както и чрез втечнен природен газ, зависимостта от един източник все още преобладава в някои региони. Всеки европейски регион следва да изгради инфраструктура, която дава възможност за физически достъп до поне два различни източника . Същевременно балансиращата роля на газа за върховото производство на електроенергия и стандартите по отношение на инфраструктурата, въведени с Регламента за сигурност на доставките на газ, налагат допълнителни изисквания за гъвкавост на системата и увеличават нуждата от двупосочни тръбопроводи, повишен капацитет за съхранение и гъвкави доставки, като например доставки на втечнен природен газ и сгъстен природен газ (LNG/CNG). Във връзка с постигането на тези цели бяха определени следните приоритетни коридори:

1. Южен коридор за допълнително разнообразяване на източниците на нивото на ЕС и достъп на ЕС до газ от Каспийския басейн, Централна Азия и Близкия изток.

2. Свързване на преносните мрежи в района на Балтийско, Черно, Адриатическо и Егейско море, по-специално чрез:

- изпълнение на BEMIP и

- Коридора север—юг в Централна/Източна и Югоизточна Европа.

3. Коридорът север—юг в Западна Европа за преодоляване на недостига на преносен капацитет в така наречените "тесни места" по някои вътрешни участъци и повишаване на подаващата способност в краткосрочен план, като по този начин напълно ще се използват възможни алтернативни външни източници, включително от Африка, и ще се оптимизира съществуващата инфраструктура, по-специално съществуващите инсталации и резервоари за втечнен природен газ.

4.1.3. Осигуряване на сигурност на нефтените доставки

Целта на този приоритет е да се осигурят непрекъснати доставки на суров нефт до държавите от ЕС без излаз на море в Централна/Източна Европа, които понастоящем зависят от ограничен брой маршрути за доставка в случай на дълготрайно прекъсване на доставките по конвенционалните маршрути. Разнообразяването на нефтените доставки и взаимното свързване на нефтопроводните мрежи биха помогнали да не се увеличава допълнително превозът на нефт с танкери и по този начин би се намалил рискът от екологични опасности в особено чувствителните и натоварени маршрути в Балтийско море и Турските проливи. Това може да се постигне в голяма степен в рамките на съществуващата инфраструктура, чрез укрепване на оперативната съвместимост на Централно/източноевропейската нефтопроводна мрежа, посредством свързване на отделните системи, преодоляване на недостига на преносен капацитет в така наречените „тесните места“ и/или осигуряване на възможност за двупосочен пренос.

4.1.4. Въвеждане на технологии за интелигентни енергийни мрежи

Целта на този приоритет е да се осигури необходимата нормативна рамка и първоначални стимули за бързи инвестиции в нова „интелигентна“ мрежова инфраструктура, която да поддържа i) конкурентен пазар за търговия на дребно, ii) добре функциониращ пазар на услуги, който да дава възможност за реален избор в областта на енергоспестяването и енергийна ефективност, iii) използване на енергия от възобновяеми източници и децентрализирано производство, както и iv) обслужване на нови видове потребление, например на електрически превозни средства.

Комисията също така ще оцени необходимостта от допълнително законодателство за поддържане на активността в областта на изграждането на интелигентна енергийна мрежа. По-специално, насърчаването на инвестиции в интелигентни енергийни мрежи и интелигентни уреди за отчитане на консумацията ще изисква задълбочена оценка кои аспекти от интелигентните енергийни мрежи и уреди за отчитане на консумацията трябва да се регулират или стандартизират и кои могат да се оставят на пазара. Комисията също така ще проучи допълнителни мерки, за да гарантира, че интелигентните енергийни мрежи и уреди за отчитане на консумацията водят до желаните ползи за потребителите, производителите, операторите и за енергийна ефективност. В хода на 2011 г. ще се публикуват резултатите от тази оценка и евентуални допълнителни мерки.

Освен това, Комисията ще изгради платформа за прозрачност и информация в областта на интелигентните енергийни мрежи , за да даде възможност за разпространение на най-актуалния опит и добри практики относно разгръщането им из цяла Европа, за да създаде взаимодействие между различните подходи и да улесни развитието на подходяща регулаторна рамка. Навременното установяване на технически стандарти и адекватна защита на данните ще бъдат ключови за този процес. За тази цел трябва да се засили фокусът върху технологиите за интелигентни енергийни мрежи съгласно Стратегическия план за енергийни технологии (Плана SET).

4.2. Подготвка на мрежите, които ще служат в дългосрочен план

В контекста на по-дългосрочната перспектива, която следва да бъде представена в пътната карта до 2050 г., ЕС трябва да започне да проектира, планира и изгражда днес енергийните мрежи на бъдещето, които ще бъдат необходими, за да се даде възможност на ЕС допълнително да намали емисиите на парникови газове. Налице е само ограничен период от време, в който това може да бъде сторено . Единствено чрез координиран подход за постигането на оптимизирана европейска инфраструктура могат да се избегнат скъпи видове подход на нивото на държавите-членки или на съответни проекти и неоптимални решения в дългосрочен план.

4.2.1. Европейски електропреносни магистрали

Бъдещите „ електропреносни магистрали “ трябва да са в състояние: i) да поемат постоянно нарастващо производство на допълнителна вятърна електроенергия в и край Северно и Балтийско море и увеличаване на производството от възобновяеми източници в Източна и Южна Европа и Северна Африка; ii) да свържат тези нови центрове на производство с основните мощности акумулиране на енергия в северните страни и Алпите и с големи центрове на електропотребление в Централна Европа, както и iii) да се справят с все по-гъвкавото и децентрализирано търсене и предлагане на електроенергия[22].

Поради това Европейската комисия предлага незабавно да стартира работи по изготвяне на модулен план за развитие , което би дало възможност за пускане в експлоатация на първите електропреносни магистрали до 2020 г. В плана също така следва да се подготви тяхното разширяване, с цел улесняване на развитието на големи мощности за електропроизводство от възобновяеми източници, включително извън границите на ЕС, и с оглед на възможни развития в областта на нови технологии за електропроизводство, например на електропроизводството от енергията на морските вълни, вятърната енергия и енергията на приливите и отливите. Тези работи биха били изпълнени най-добре в рамките на Флорентинския форум, организиран от Европейската комисия и Европейската мрежа на операторите на преносни системи за електроенергия (ENTSO-E), въз основа на инициативи, създадени по Стратегическия план за енергийни технологии (SET-Plan): Инициативата за европейска електроенергийна мрежа (EEGI) и Европейската промишлена инициатива за вятърна енергия (European Industrial Wind Initiative).

4.2.2. Европейска инфраструктура за пренос на CO 2

Тази приоритетна област включва проучването и постигането на съгласие по техническите и практически модалности на една бъдеща инфраструктура за пренос на CO 2 . Допълнителните проучвания, координирани по Европейската промишлена инициатива за улавяне и съхранение на въглероден диоксид, стартирана съгласно Плана SET, ще дадат възможност за навременно започване на планирането и развитието на инфраструктурата на европейско ниво, в съответствие с предвиденото стопанско въвеждане на технологията след 2020 г. Регионалното сътрудничество също ще бъде подкрепено, за да се стимулира развитието на опорни точки на бъдещата европейска инфраструктура.

4.3. От приоритети към проекти

Горепосочените приоритети следва да водят до конкретни проекти и до установяването на постоянно действаща програма . Първите списъци с проекти следва да са готови в хода на 2012 г. и впоследствие да бъдат актуализирани на всеки две години, така че да се осигури информация за редовно актуализиране на Десетгодишния план за развитие на енергийните мрежи (TYNDP).

Проектите следва да се идентифицират и класират в съответствие с одобрени и прозрачни критерии , в резултат на което да се изберат ограничен брой проекти. Комисията предлага дейността да се базира на следните критерии, които следва да се прецизират и одобрят от всички уместни заинтересовани страни, по-специално от Агенцията за сътрудничество между енергийните регулатори (ACER):

- Електроенергия : принос към сигурността на доставките на електроенергия; капацитет за присъединяване към мрежата на инсталациите за производство на електроенергия от възобновяеми източници и пренос към основни центрове на потребление/акумулиране на енергия; повишаване на интегрирането и конкуренцията на пазара; и принос към енергийната ефективност и интелигентното използване на електроенергия.

- Природен газ : разнообразяване, с приоритет на разнообразяването на източниците, а също и разнообразяване на доставчиците и разнообразяване на газопреносните трасета; също така, увеличаване на конкуренцията чрез повишаване на нивото на взаимосвързаност, увеличаване на интеграцията на пазара и намаляване на концентрацията на пазара.

Идентифицираните проекти ще бъдат проучени на нивото на ЕС, за да се гарантира съгласуваност с приоритетите и регионите , и ще бъдат класирани от гледна точка на тяхната неотложност във връзка с техния принос за постигане на приоритетите и целите на Договора. Проектите, които отговарят на критериите, ще бъдат обявени за „ проекти от европейски интерес “. Това обозначение ще представлява основата за последваща оценка[23] и проучване в рамките на действията, описани в следващите глави. Обозначението ще гарантира политически приоритет на съответните проекти.

5. Инструментариум за ускоряване на изпълнението

5.1. Регионални клъстери

Регионалното сътрудничество, развито за Плана за взаимосвързване на балтийския енергиен пазар (BEMIP) или за Инициативата за морска преносна мрежа в държавите с излаз на северните морета (NSCOGI), беше от изключително значение за постигане на договореност по регионалните приоритети и тяхното изпълнение. Задължителното регионално сътрудничество, установено във вътрешния енергиен пазар, ще спомогне да се ускори интегрирането на пазара, докато регионалният подход се оказа подходящ за първия Десетгодишния план за развитие на енергийните мрежи (TYNDP) в областта на електроенергията.

Комисията счита, че такива специални регионални платформи биха били от полза за улесняване на планирането, изпълнението и наблюдението на набелязаните приоритети и изготвянето на инвестиционни планове и конкретни проекти. Ролята на съществуващите регионални инициативи , изготвени в контекста на вътрешнообщностния енергиен пазар следва да се подкрепи, където е уместно, със задачи, свързани с планиране на инфраструктурата и същевременно, при необходимост биха могли да се предложат ad-hoc регионални структури. В това отношение стратегиите на ЕС за така наречените макрорегиони (като Балтийския или Дунавския регион) могат да се използват като платформи за сътрудничество, с цел одобряване на транснационални проекти, обхващащи различни сектори.

В този контекст, с цел въвеждане на новия метод за регионално планиране в краткосрочен план, Комисията възнамерява да създаде група на високо равнище въз основа на сътрудничество с държавите от Централна/Източна Европа, например в рамките на Вишеградската група[24], с мандат за изготвяне на план за действие в хода на 2011 г. за връзки в посока север—юг и изток—запад за газ и нефт, както и за електроенергия.

5.2. По-бързи по-прозрачни процедури за издаване на разрешения

През март 2007 г. Европейският съвет покани Комисията да „внесе предложения, целящи рационализиране на процедурите за одобрение“ в отговор на честите искания на промишлеността за мерки на ЕС за улесняване на разрешителните процедури.

В отговор на тази нужда Комисията ще изготви предложения, в съответствие с принципа на субсидиарност, за въвеждане на мерки по отношение на разрешителната процедура, които да се прилагат по отношение на проекти от „европейски интерес“ с цел рационализиране, по-добра координация и подобряване на сегашния процес, при същевременно зачитане на стандартите за сигурност и безопасност и гарантиране на пълно съответствие със законодателството на ЕС относно околната среда[25]. Рационализираните и подобрени процедури следва да гарантират навременно осъществяване на набелязаните инфраструктурни проекти, без които ЕС не би могъл да постигне своите цели в областта на енергетиката и климата. Освен това, те следва да осигурят прозрачност за всички участващи заинтересовани страни и да улеснят участието на обществеността в процеса на вземане на решения чрез гарантиране на открити и прозрачни дебати на местно, областно и национално ниво за повишаване на общественото доверие и положителна нагласа относно инсталациите.

За подобряване на процеса на вземане на решения би могло да се вземат следните мерки:

1. Установяване на национален орган за контакти („ едно гише “) за всеки проект от европейски интерес, който да служи като единствена точка за контакт между лицата, разработващи проекти, и съответните компетентни органи на национално, областно и/или местно ниво, без да се накърняват техните компетенции. Този орган ще носи отговорност за координация на целия процес по разрешаването на даден проект и за разпространяване до заинтересовани страни на необходимата информация за административните процедури и процеса на вземане на решение. В тази рамка, държавите-членки ще имат пълната компетентност да предоставят правомощията за вземане на решения на различните части от администрацията и нива на управление. При трансграничните проекти трябва да се проучи възможността за координирани или съвместни процедури[26], с цел подобряване на проектирането в рамките на инвестиционния проект и ускоряване на окончателното разрешаване.

2. Ще бъде проучено въвеждането на срок за окончателно положително или отрицателно решение, което трябва да се вземе от компетентния орган. Предвид факта, че забавяния често се получават поради недобро административно поведение, би следвало да се осигури, че всяка необходима стъпка в процеса се извършва в рамките на конкретен срок, като в същото време изцяло се зачитат действащите правни норми на държавите-членки и законодателството на ЕС. В предложения график следва да се предвижда ранно и ефективно участие на обществеността в процеса на вземане на решение и правото на гражданите да обжалват решението на властите трябва да се изясни и укрепи, като същевременно ясно се интегрира в цялостната времева рамка. Допълнително ще бъде проучено дали, в случай че дадено решение все още не е взето след изтичането на фиксирания срок, биха могли да се предоставят специални правомощия за приемане на окончателно положително или отрицателно решение на орган, определен от съответните държави-членки.

3. Разработване на указания за увеличаване на прозрачността и предвидимостта на процеса за всички участващи страни (министерства, местни и областни органи, разработващи проекти лица и засегнатото население). Тяхната цел ще бъде подобряване на комуникацията с гражданите, за да се гарантира правилното разбиране на екологичните, свързаните със сигурността на доставките, социалните и икономическите цени и ползи от даден проект и да се привлекат всички заинтересовани страни в прозрачен и открит дебат на ранен етап от процеса. Биха могли да се включат минималнодопустими изисквания за компенсиране на засегнатото население. По-специално по отношение на морското пространствено планиране на морски трансгранични енергийни инсталации следва да се гарантира праволинеен, съгласуван, но и по-добре информиран процес на планиране.

4. С оглед да се подобрят условията за навременно изграждане на необходимата инфраструктура, следва да се проучи възможността за осигуряване на поощрения и стимули, включително от финансово естество, на региони или държави-членки, които улесняват навременното разрешаване на проекти от европейски интерес. Биха могли да се разгледат и други механизми за споделяне на ползи, по примера на най-добрите практики в областта на енергията от възобновяеми източници[27].

5.3. По-добри методи и информация за политическите ръководители и гражданите

С оглед да се подпомогнат регионите и заинтересованите страни при идентифицирането и осъществяването на проекти от европейски интерес, Комисията ще разработи специална политика и инструмент за подпомагане на проекти , които да придружават дейностите по планиране на инфраструктура и разработване на проекти на регионално ниво и нивото на ЕС. С този инструмент inter alia ще бъде разработено моделиране и прогнозиране в рамките на цялата енергийна система и съвместно за електроенергия и природен газ, както и общ метод за оценка на проекти[28], подходящи за отразяване на краткосрочни и дългосрочни предизвикателства, които обхващат по-специално устойчивостта спрямо измененията в климата, с цел улесняване на приоритизирането на проекти. Комисията също така ще насърчи държавите-членки да координират по-добре съществуващите процедури на ЕС за оценка на въздействието върху околната среда, още на ранен етап.Освен това ще бъдат разработени инструменти, с които по-добре да се обясняват на обществеността и да се свързват с цялостния процес ползите от даден конкретен проект. Тези инструменти следва да бъдат допълнени със съобщение относно ползите за потребителите и гражданите от развитието на инфраструктурата и интелигентите енергийни мрежи — от гледна точка на сигурността на доставките, декарбонизацията на енергийния сектор и енергийната ефективност.

5.4. Създаване на стабилна рамка за финансиране

Дори ако бъдат решени всички въпроси в областта на разрешаването на проектите, за периода до 2020 г. има вероятност да остане недостиг на инвестиции в размер на около 60 млрд. евро, дължащ се най-вече на наличието на нефинансови положителни външни ефекти на проекти от регионален или европейски интерес и на рисковете, присъщи на новите технологии. Запълването на този недостиг е сериозно предизвикателство, но и необходимо условие за навременното изграждане на приоритетните инфраструктурни обекти. Поради това е необходимо допълнително интегриране на вътрешнообщностния енергиен пазар, което да даде тласък на изграждането на енергийна инфраструктура, както и координирано действие на ЕС за облекчаване на инвестиционните ограничения и смекчаване на проектните рискове.

Комисията предлага да работи на два фронта — за допълнително подобряване на правилата за разпределяне на разходите и за оптимизиране на привличането от страна на Европейския съюз на публично и частно финансиране .

5.4.1. Привличане на финансиране от частни източници чрез подобрено разпределяне на разходите

Инфраструктурата за електроенергия и природен газ в Европа са регулирани сектори, чийто бизнес модел се основава на регулирани тарифни плащания от потребителите, които позволяват възстановяване на вложените инвестиции ( принципът „потребителят плаща“ ). Това трябва да остане основният принцип и в бъдеще.

В третия пакет от документи е включено изискване към регулаторите да осигуряват подходящи тарифни стимули в краткосрочен и дългосрочен план за операторите на преносни мрежи — за подобряване на ефективността, за насърчаване на интегрирането на пазара, за постигане на сигурност на доставките и за подпомагане на свързаните с това научно-изследователски дейности[29]. При все това, макар че това ново правило би могло да обхване някои иновативни аспекти в новите инфраструктурни проекти, то не е предвидено да се справи с основните технологични промени, особено в електроенергийния сектор — по отношение на преносните мрежи в морски райони или на интелигентните енергийни мрежи.

Освен това, определянето на тарифите остава на национално ниво и следователно невинаги подпомага постигането на европейски приоритети. При регулирането трябва да се отчита фактът, че понякога най-ефикасният подход, по който даден оператор на преносна система (TSO) би могъл да отговори на нуждите на потребителите, е да инвестира в мрежа извън съответната национална територия. Установяването на такива принципи за разпределяне на разходите при трансгранични проекти е от ключово значение за пълното интегриране на европейските енергийни мрежи.

Това трудно може да бъде постигнато при липсата на одобрени принципи на европейско ниво, по-специално защото е необходима последователност в дългосрочен план. Комисията предвижда до 2011 г. да предложи указания или законодателно предложение относно разпределянето на разходи при големи и сложни в технологично отношение проекти или при трансгранични проекти, чрез тарифни и инвестиционни правила.

Регулаторните органи трябва да договорят общи принципи във връзка с разпределянето на разходите при инвестиции за изграждане на преносни връзки и съответните тарифи. В областта на електроенергетиката трябва да се проучи необходимостта от развитието на дългосрочни форуърдни пазари за трансграничен преносен капацитет, докато в сектора на природния газ разходите за инвестиции биха могли да се разпределят между операторите на преносни системи в съседни държави, както за обичайни (въз основа на пазарно търсене) инвестиции, така и за инвестиции, целящи сигурност на доставките.

5.4.2. Оптимизиране на привличането на публични и частни източници чрез смекчаване на рисковете за инвеститорите

При прегледа на бюджета Комисията подчерта необходимостта да се увеличи максимално въздействието на европейската финансова намеса, която да действа като катализатор при мобилизирането, обединяването и привличането на публични и частни финансови средства за инфраструктури от европейски интерес. Необходимо е да се осигуряват възможно най-големи ползи за обществото, с оглед на наличните оскъдни ресурси, да се отстранят ограниченията, пред които са изправени инвеститорите, да се смекчат рисковете по проектите, да се намалят разходите за финансиране и да се подобри достъпът до капитал. Предлага се подход „на два фронта“:

На първо място, Комисията ще продължи да укрепва партньорствата на ЕС с международните финансови институции (МФИ) и ще действа на основата на съществуващите съвместни инициативи за финансова и техническа помощ[30] . Комисията ще отдели специално внимание на развитието на взаимодействие с тези инструменти и по отношение на някои от тях ще проучи възможността от адаптиране на техните концепции към сектора на енергийната инфраструктура.

На второ място, без да се засяга предложението на Комисията за следващата многогодишна финансова рамка след 2013 г., което се очаква през 2011 г., и като се вземат под внимание резултатите от прегледа на бюджета[31], във връзка с групирането на енергийните приоритети в различни програми Комисията възнамерява да предложи нов набор от финансови инструменти. Тези инструменти следва да съчетават съществуващи и иновативни финансови механизми, които да са разнообразни, гъвкави и съответстващи на специфичните финансови рискове и потребности на проектите на различните етапи от тяхното развитие . Отвъд традиционните форми на подкрепа (безвъзмездна помощ, субсидиране на лихвените разходи), могат да се предложат иновативни решения, базирани на пазарни механизми, които да отстраняват пропуските в капиталовото и кредитното финансиране. По-специално, ще бъдат проучени следните варианти: дялово участие и подпомагане на инфраструктурни фондове, целеви механизми за проектни ценни книжа, пробен вариант за механизъм за предварително заплащане на преносен капацитет по енергийни мрежи, инструменти за споделяне на риска (особено за нови технологични рискове) и гаранции за заеми на публично-частни партньорства. Ще се отдели особено внимание на насърчаването на инвестиции в проекти, които допринасят за постигане на целите за 2020 г. или пресичат границите на ЕС, както и на проекти, които дават възможност за въвеждане на нови технологии, например интелигентни енергийни мрежи, а също и на други проекти, при които общоевропейските ползи не могат да се постигнат самостоятелно от пазара.

6. Заключения и перспективи

Ограничените възможности за публично и частно финансиране през следващите години не трябва да са извинение за отлагане на изграждането на идентифицираната като необходима инфраструктура и на осъществяването на съответните инвестиции. В действителност днешните инвестиции за необходимо условие за бъдещи спестявания и по този начин ще се намалят цялостните разходи за постигане на нашите политически цели.

Въз основа на гледищата, изразени от институциите и заинтересованите страни по настоящия план, Комисията възнамерява през 2011 г. да подготви подходящи инициативи, като част от предложенията за следваща многогодишна финансова рамка. Тези предложения ще са насочени към дейности по отношение на посочените в настоящото съобщение регулаторни и финансови аспекти, по-специално чрез Инструмент за енергийна сигурност и инфраструктурни инвестиции, както и за групиране на енергийните приоритети в различни програми.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Предложени приоритети за енергийната инфраструктура в периода до 2020 г. и по-нататък

1. Въведение

Настоящото приложение съдържа техническа информация относно европейските инфраструктурни приоритети, изложени в глава 4 от съобщението, относно напредъка по тяхното осъществяване и необходимите последващи стъпки. Избраните приоритети произтичат от значителните промени и предизвикателства, пред които ще се изправи енергийният сектор на Европа през следващите десетилетия, независимо от неяснотите, свързани с търсенето и предлагането на определени енергоносители.

В раздел 2 са представени очакваните развития на търсенето и предлагането за всеки енергиен сектор, обхванат от настоящото съобщение. Сценариите се основават на проучването „Тенденции в енергетиката през 2030 г. — актуализация за 2009 г.“[32], при което е използван моделът PRIMES, но също така са взети под внимание и сценарии, разработени от други заинтересовани страни. Докато референтният сценарий по PRIMES за 2020 г. е базиран на набор от одобрени политики на ЕС, по-специално две правно обвързващи цели (20 % дял на енергия от възобновяеми източници в крайното енергопотребление и 20 % намаление на емисиите на парникови газове през 2020 г. в сравнение с 1990 г., базовата линия по модела PRIMES се основава единствено на продължаването на вече започнатите политики, при което тези цели не биха се постигали. За периода между 2020 и 2030 г. в модела PRIMES е прието, че няма да бъдат предприети нови политически мерки. Тези развития позволяват да се установят основни тенденции, които ще предопределят развитието на инфраструктурата през следващите десетилетия[33].

В раздели 3 и 4 са представени инфраструктурните приоритети (Карта 1), идентифицирани в съобщението, чрез преглед на ситуацията и предизвикателствата, пред които ще се изправим във всеки отделен случай, и чрез предоставяне по целесъобразност на технически обяснения по препоръките в съобщението. Очевидно е, че представянето на приоритетите се различава по отношение на:

- Тяхното естество и степен на зрялост: някои приоритети са свързани с много специфични инфраструктурни проекти, които в някои случаи могат да бъдат на много напреднал етап от гледна точка на подготовката и развитието на проекта. Други обхващат по-общи и често по-нови концепции, които ще се нуждаят от значителна по обем допълнителна работа, преди да се превърнат в конкретни проекти.

- Техния обхват: повечето приоритети са съсредоточени в определен географски регион; както електропреносните магистрали, така също и мрежите за пренос на CO2 обхващат много, ако не и всички държави-членки на ЕС. От друга страна, интелигентните мрежи представляват тематичен, общоевропейски приоритет.

- Тяхното ниво на въздействие, предложено в препоръките: в зависимост от естеството и достигнатата степен на зрялост на приоритетите, препоръките са насочени към конкретни развития или третират по-общи въпроси, включително аспекти на регионалното сътрудничество, планиране и регулиране, стандартизиране и планиране на пазара, или научно-изследователска и развойна дейност.

[pic]

Карта 1: Приоритетни коридори за електроенергия, газ и нефт

2. Развитие на търсенето и предлагането на енергия

В последното актуализиране на „Тенденции в енергетиката през 2030 г. — актуализация за 2009 г.“[34] въз основа на рамката на модела PRIMES се предвижда слаб ръст на потреблението на първична енергия между настоящия момент и 2030 г. в съответствие с така наречения сценарий на базовата линия (Фигура 1), докато съгласно референтния сценарий[35] (Фигура 2) растежът ще остане относително стабилен. Трябва да се отбележи, че тези прогнози не отчитат политиките за енергийна ефективност, които следва да се прилагат от 2010 г. нататък, евентуална промяна на целта за намаление на емисиите — за намаление в размер на -30 % до 2020 г.[36], или допълнителни политики в областта на транспорта, извън рамките на изискванията за CO2 емисиите на автомобилите. Поради това те трябва да се разглеждат по-скоро като горни граници за очакваното енергопотребление.

[pic] | [pic] |

Фигура 1: Първично енергопотребление по видове горива (млн. тона н.е.), базова линия съгласно модела PRIMES | Фигура 2: Първично енергопотребление по видове горива (млн. тона н.е) Референтен сценарий по модела PRIMES |

[pic]

Фигура 3: Потребление на минерални горива в ЕС-27 по видове горива в млн. тона н.е.

(включително бункерованите горива), референтен сценарий по модела PRIMES

В тези сценарии делът на въглищата и нефта в цялостния енергиен микс намалява между настоящия момент и 2030 г., докато потреблението на газ остава доста стабилно до 2030 г. Делът на възобновяемите енергийни източници значително ще се увеличи както при първичното, така и при крайното енергопотребление, а приносът на ядрената енергия — в размер на около 14 % от първичното енергопотребление, се очаква да остане стабилен. Зависимостта на ЕС от вноса на минерални горива ще продължи да бъде висока за нефт и въглища и ще се увеличи за газа, както е показано на Фигура 3.

По отношение на газа , зависимостта от внос вече е висока и ще нарасне допълнително, като през 2020 г. ще достигне около 73—79 % от потреблението, а до 2030 г. ще достигне 81—89 %[37], най-вече поради изчерпване на местните ресурси. Въз основа на други сценарии необходимият допълнителен внос варира в границите на интервала от 44 млн. тона н.е. до 148 млн. тона н.е. в 2020 г. и съответно от 61 до 221 млн. тона н.е. в 2030 г. (в сравнение с вноса през 2005 г.).

Ще е необходима повишена гъвкавост поради увеличаващата се роля на газа като основен резерв за върховото производство на електроенергия. Това означава по-гъвкаво използване на системите от газопроводи, необходимост от допълнителен капацитет за съхранение на природен газ — както от гледна точка на работния обем на газохранилищата, така и като капацитет за изтегляне и нагнетяване, и необходимост от гъвкави доставки, например чрез използване на втечнен природен газ или сгъстен природен газ (LNG/PNG).

Наскоро приетият регламент относно сигурността на доставките изисква инвестирането в инфраструктурни съоръжения да увеличи устойчивостта и надеждността на газовата система в случай на прекъсване на доставките. Държавите-членки трябва да изпълнят два стандарта за инфраструктура: N-1 и обратно подаване. Формулата N-1 описва способността на техническия капацитет на газовата инфраструктура да задоволи пълното газово потребление в случай на прекъсване по най-голямата инфраструктурна линия за доставки на газ, в ден на изключително високо потребление на газ, чиято статистическа вероятност е да се случи е веднъж на всеки 20 години. Изискването N-1 може да бъде изпълнено на национално или регионално ниво и дадена държава-членка може също така да използва мерки за добив и за рационално потребление на газ. В регламента също така се изисква да е налице постоянен физически двупосочен капацитет при всички трансгранични газопреносни връзки между държавите-членки (с изключение на терминалите за втечнен природен газ, газопроводите от находищата на газ и разпределителните мрежи).

Понастоящем пет държави не отговарят на критерия N-1 (България, Словения, Литва, Ирландия и Финландия), като се вземат под внимание проектите, които понастоящем се осъществяват съгласно Европейската енергийна програма за икономическо възстановяване, но без да се отчита прилагането на мерки за рационализиране на потреблението[38]. По отношение на инвестициите за двупосочност на газопроводите, съгласно проучване на асоциацията Gas Transmission Europe относно двупосочните газопроводи (от юли 2009 г.), 45 проекта в Европа бяха идентифицирани като жизненоважни за увеличаване на възможностите за пренос на газ в обратна посока в рамките на и между държавите-членки и за осигуряване на по-голяма гъвкавост при преноса на газ, когато е необходимо. Основното предизвикателство е финансирането на проекти за изпълнение на задължения във връзка с инфраструктурата, особено когато тези инфраструктурни съоръжения не се изискват от пазара.

По отношение на потреблението на нефт се очаква да се проявят две успоредни тенденции: спад в страните от ЕС-15 и постоянен ръст в новите държави-членки, където се очаква между 2010 и 2020 г. потреблението да нарасне със 7,8 %.

Основното предизвикателство за инфраструктурата за електроенергия е нарастващото потребление и увеличаващият се дял на производство от възобновяеми източници, заедно с допълнителни нужди за интегриране на пазара и сигурност на доставките. Брутното производство на електроенергия в ЕС-27 се предвижда да нарасне с поне 20 % — от около 3362 TWh през 2007 г. до 4073 TWh през 2030 г. (съгласно референтния сценарий по PRIMES) или съответно до 4192 TWh (съгласно базовата линия по PRIMES), дори ако не се вземат под внимание възможните ефекти от сериозно развитие на сектора на електрическите автомобили. Делът на възобновяемите енергийни източници в брутното производство на електроенергия се очаква да бъде около 33 % през 2020 г. съгласно референтния сценарий, от които променливите източници (вятърна и слънчева енергия) биха могли да представляват около 16 %[39].

На Фигура 4 е показано изменението на брутното производство на електроенергия по видове източници съгласно референтния сценарий по PRIMES за периода 2010—2030 г.:

[pic] | [pic] |

Фигура 4: Брутно електропроизводство в 2000—2030 г. по видове енергийни източници в TWh (ляво) И съответни дялове на енергийните източници в % (дясно), PRIMES — референтен сценарий |

По-подробна информация за перспективите до 2020 г. е осигурена в националните планове за действие в областта на енергията от възобновяеми източници (NREAP), които държавите-членки трябва да представят на Комисията съгласно член 4 от Директива 2009/28/ЕО. Въз основа на първите 23 национални плана за действие в областта на енергията от възобновяеми източници и до голяма степен в съответствие с данните в референтния сценарий по PRIMES за 2020 г., в обхванатите 23 държави-членки[40] през посочената година ще има инсталирана мощност за генериране на електроенергия от възобновяеми източници в размер на около 460 GW, като за сравнение понастоящем тази мощност възлиза само на около 244 GW[41]. Приблизително 63 % от тази стойност ще бъдат свързани с променливите енергийни източници — вятърна енергия (200 GW или 43 %) и слънчева енергия (90 GW, от които около 7 GW от слънчевите електроцентрали, работещи на принципа на концентрация на светлината, или 20 %) (Таблица 1).

Вид възобновяем източник | Инсталирана мощност през 2010 г. (GW) | Инсталирана мощност през 2020 г. (GW) | Дял през 2020 г. (%) | Промяна в периода 2010—2020 г. (%) |

Водна енергия | 116,9 | 134,2 | 29 % | 15 % |

Вятърна енергия | 82,6 | 201 | 43 % | 143 % |

Слънчева енергия | 25,8 | 90 | 19 % | 249 % |

Биомаса | 21,2 | 37,7 | 8 % | 78 % |

Други | 1 | 3,6 | 1 % | 260 % |

ОБЩО | 247,5 | 466,5 | 100 % | 88 % |

Таблица 1: Прогнозно увеличение на инсталираната мощност за електропроизводство от възобновяеми източници в GW, 2010—2020 г.

Предвижда се електропроизводството от възобновяеми източници в тези 23 държави-членки да възлезе на над 1 150 TWh, като около 50 % от него ще бъде от променливи източници (Таблица 2).

Вид възобновяем източник | Електро-производство през 2010 г. (TWh) | Електро-производство през 2020 г. (TWh) | Дял през 2020 г. (%) | Промяна в периода 2010—2020 г. (%) |

Водна енергия | 342,1 | 364,7 | 32 % | 7 % |

Вятърна енергия | 160,2 | 465,8 | 40 % | 191 % |

Биомаса | 103,1 | 203 | 18 % | 97 % |

Слънчева енергия | 21 | 102 | 9 % | 386 % |

Други | 6,5 | 16,4 | 1 % | 152 % |

ОБЩО | 632,9 | 1 151,9 | 100 % | 82 % |

Таблица 2: Прогнозно увеличение на електропроизводството от възобновяеми източници в TWh, 2010—2020 г.

По-голямата част от ръста в производството на и мощностите на вятърна електроенергия ще бъде съсредоточен в Германия, Обединеното кралство, Испания, Франция, Италия и Нидерландия, а ръстът в мощностите и производството на слънчева електроенергия ще бъде дори още по-съсредоточен — в Германия и Испания и, в по-малка степен, в Италия и Франция.

Редом с възобновяемите енергийни източници, минералните горива ще продължат да играят важна роля в електроенергийния сектор. Поради това, за осигуряването на съответствие с изискванията за смекчаване на изменението на климата, възможно е да се наложи при използването на минерални горива в електроенергетиката и промишлеността да се прилага в голям и трансевропейски мащаб улавяне и съхранение на CO 2 (CCS) . В сценариите по PRIMES се предвижда пренос на около 36 млн. тона (Mt) CO2 до 2020 г. въз основа на съществуващите политики и 50—272 млн. тона[42] до 2030 г., при по-широкото разпространение на CCS.

Съгласно анализ, проведен от KEMA и Imperial College London въз основа на референтния сценарий по PRIMES, електрогенериращата мощност в 2020 г. би трябвало да е достатъчна, за да осигури върхово потребление в практически всички държави-членки, въпреки развитието на електропроизводство от променливи възобновяеми източници (Карта 2 и Карта 3)[43]. При все това, макар че при тази ситуация държавите-членки не би трябвало да се нуждаят от внос на електроенергия за осигуряването на сигурност на доставките, едно по-голямо интегриране на 27-те европейски електроенергийни системи би могло значително да намали цените и да увеличи цялостната ефективност, като понижи разходите за балансиране на електропроизводството и електропотреблението във всеки един момент.

[pic] Карта 2: Съпоставка на твърдо гарантираните електрогенериращи мощности спрямо върховото потребление в 2020 г., референтен сценарий по PRIMES | [pic] Карта 3: Съпоставка на общата електрогенерираща мощност спрямо върховото потребление в 2020 г., референтен сценарий по PRIMES |

Изменението на трансграничната търговия с електроенергия през границите е показано на Карта 4 и Карта 5[44]. Съгласно референтния сценарий по PRIMES, настоящата обща структура на износа и вноса на електроенергия вероятно ще се запази до 2020 г. в повечето държави-членки.

[pic] Карта 4: Нетен внос/износ в зимното полугодие (октомври—март) на 2020 г., референтен сценарий по PRIMES | [pic] Карта 5: Нетен внос/износ в лятното полугодие (април—септември) на 2020 г., референтен сценарий по PRIMES |

Това ще доведе до следните потребности за капацитета на електропреносните връзки между държавите-членки въз основа на оптимизирането на съществуващата европейска електропреносна мрежа, както е описано в съставения от Европейската мрежа на опетаторите на преносни системи за електроенергия (ENTSO-E) пилотен 10-годишен план за развитие на преносната мрежа[45] (Карта 6). При все това трябва да се отбележи, че тези потребности са били изчислени въз основа на опростени хипотези[46] и следва да се разглеждат само като примерни. Резултатите биха могли да са значително по-различни, ако европейската енергийна система бъде оптимизирана въз основа на новопроектирана, напълно интегрирана европейска преносна мрежа, вместо съществуващите електроенергийни мрежи с национална насоченост.

[pic]

Карта 6: Потребен капацитет на електропреносните връзки през 2020 г. в MW[47], референтен сценарий по PRIMES

( източник: KEMA, Imperial College London)

3. Приоритетни коридори за пренос на електроенергия, газ и нефт

3.1. Преустройство на електропреносната мрежа на Европа, така че да е адекватна за 2020 г.

3.1.1. Морска електропреносна мрежа в северните морета

Във Втория стратегически преглед на енергетиката от 2008 г. беше установена необходимостта от координирана стратегия във връзка с развитието на морска електропреносна мрежа: „ (…) следва да бъде разработена Схема за изграждане на морска електропреносна мрежа в Северно море (Blueprint for a North Sea offshore grid), която да свърже националните електропреносни мрежи в Северозападна Европа и да послужи за присъединяване към мрежата на многобройните планирани проекти за разположени в морето вятърни инсталации. “[48] През декември 2009 г. девет държави-членки на ЕС и Норвегия[49] подписаха политическа декларация относно Инициативата за морска преносна мрежа на държавите с излаз на северните морета (NSCOGI) с цел координация на развитието на генерирането на морска вятърна енергия и на инфраструктурата в северните морета. Около 90 % от развитието на генерирането на морска вятърна енергия в ЕС ще бъде концентрирано в тези девет държави-членки. В съответствие с информацията, която се съдържа в техните национални планове за действие в областта на възобновяемата енергия (NREAPs), инсталираната мощност се предвижда да възлезе на 38,2 GW (включително 1,7 GW от други морски възобновяеми източници) и съответното електропроизводство да достигне 132 TWh през 2020 г.[50] Добивът на морска вятърна енергия би могъл да представлява 18 % от производството на електроенергия от възобновяеми източници в тези девет държави.

Приложните изследвания показват, че планирането и развитието на инфраструктурата на морска електропреносна мрежа в северните морета може да бъде оптимизирано само чрез силен регионален подход. Обединяването на вятърни паркове в клъстери би могло да се превърне в привлекателно решение в сравнение с отделните радиални връзки, когато разстоянието от брега е по-голямо и инсталациите са концентрирани в една област[51]. За държави, в които са изпълнени тези условия, например Германия, разходите за свързване с морските вятърни паркове може да се намалят с до 30 %. За областта на Северно море като цяло намалението на разходите би могло да достигне почти 20 % до 2030 г.[52] С оглед да се реализират такива намаления на разходите е абсолютно необходимо по-добре координирано, планирано и по-концентрирано в географски план развитие на електропроизводството от морска вятърна енергия, с трансгранична координация. Това би позволило и да се използват комбинираните изгоди от свързване на вятърни паркове и трансгранични преносни връзки[53], ако капацитетът на връзките е добре оразмерен и води до положителна нетна печалба. Развитието на добива на електроенергия от морето силно ще повлияе на необходимостта от укрепване и разширяване на преносни мрежи на сушата, особено в Централна/Източна Европа, както беше подчертано в приоритет 3. На Карта 7 е илюстрирана на една възможна концепция за морска преносна мрежа, разработена по проучването OffshoreGrid[54].

[pic]

Карта 7: Илюстрация на една възможна концепция за морска електропреносна мрежа за Северно море и Балтийско море (сценарий със „смесен подход“, в който се показват съществуващи (червено), планирани (зелено) и възложени за изграждане (розово) преносни линии, както и допълнителни необходими линии (синьо) в съответствие с изчисленията в OffshoreGrid)

Съществуващите планове за развитие на морските райони в някои държави-членки показват, че в Северно море ще бъде осъществено значително развитие по или дори отвъд границите на териториалните води на няколко държави-членки, което води до проблеми с планирането и регулирането на европейско ниво[55]. Укрепването на европейската преносна мрежа на сушата ще бъде необходимо с цел пренос на електроенергия към основни центрове на потребление във вътрешността на континента. При все това, пилотният 10-годишен план за развитие на преносната мрежа (TYNDP) на Европейската мрежа на операторите на преносни системи за електроенергия (ENTSO-E) не включва адекватна оценка на необходимата инфраструктура за свързването на нови мощности за морска вятърна енергия. ENTSO-E се ангажира да проучи този неотложен въпрос по-подробно във второто издание на своя 10-годишен план за развитие на преносната мрежа, което ще бъде публикувано през 2012 г.

Държавите-членки са възприели или планират да възприемат различни видове подход във връзка с разработването на морска електропреносна мрежа. Повечето държави-членки (Германия, Дания, Франция, Швеция, Ирландия) повериха разширяването в морската зона на своите наземни преносни мрежи на националните оператори на преносни мрежи (TSO). До настоящия момент Обединеното кралство избра да възлага с търг свързването на всеки нов морски вятърен парк поотделно[56]. В Белгия и Нидерландия развитието на преносната мрежа понастоящем е отговорност на предприемача, разработващ вятърните паркове. Освен това, настоящите национални регулаторни рамки насърчават изключително решения от точка до точка, при които вятърните паркове се свързват с точка за свързване на сушата, с цел свеждане до минимум на разходите за свързване на отделните проекти. Свързването на клъстери от вятърни паркове чрез мрежови възел (hub), със съответно предварително осигуряване на преносен капацитет и поемане на технологичен риск не се третира в настоящата национална нормативна уредба. И накрая, не се извършва и трансгранично оптимизиране, с цел улесняване на търговията с електроенергия между две или няколко държави-членки.

Като последствие от това се пропускат както възможностите, които биха се появили при един регионален подход за интегрирано развитие на морска и наземна инфраструктура, така и синергиите с международната търговия с електроенергия. Това може да доведе до неоптимални и по-скъпи решения в дългосрочен план.

Други предизвикателства при развитието на морска електропреносна мрежа са свързани с издаването на разрешения и пазарната структура. Както и при други инфраструктурни проекти, процедурите за разрешаване често са разпокъсани дори в рамките на една и съща държава. Когато даден проект пресича територията на различни държави-членки, това може значително да усложни целия процес и да доведе до много продължителни срокове. Освен това, недостатъчното интегриране на пазарите на електроенергия, недостатъчното адаптиране на режимите за свързване и на националните насърчителни схеми към условията на електропроизводството от морски възобновяеми източници, както и липсата на пазарни правила, адаптирани към електроенергийните системи, работещи на база на по-променливи възобновяеми източници, може да попречи на развитието на морските проекти и на една наистина общоевропейска морска преносна мрежа.

Планирането на разработването на морски вятърни паркове и необходимата морска и наземна преносна инфраструктура изискват координация между държавите-членки, националните регулаторни органи, операторите на преносни системи и Европейската комисия. Морското пространствено планиране и определянето на зони за производство на морска вятърна енергия и зони за океанска енергия може да подобри развитието и да улесни инвестиционните решения в този сектор.

Препоръки

Държавите-членки установиха структурно регионално сътрудничество в рамките на NSCOGI[57]. При все, че поемането на ангажимент от държавите-членки за изграждане на преносна мрежа по един координиран начин да е само по себе си много важно, сега то следва да се прояви в конкретни действия, така че да стане основният стимул за развитието на морска преносна система в северните морета. В съответствие с представената в настоящото съобщение стратегия, в инициативата следва да се установи работна структура с адекватно участие на заинтересованите страни и да се изготви работен план с конкретен график и цели във връзка с конфигурацията и интегрирането на преносната мрежа, пазарните и регулаторни въпроси и процедурите за планиране и разрешаване.

С водещата роля на NSCOGI следва да се изготвят различни варианти за конфигурация на преносната мрежа от националните оператори на преносни системи и от Европейската мрежа на операторите на преносни системи за електроенергия (ENTSO-E) в следващия десетгодишен план за развитие на енергийните мрежи (TYNDP). В структурните варианти следва да се вземат под внимание аспекти, свързани с планирането, изграждането и обслужването, свързаните с инфраструктурата разходи и ползите или ограниченията на различните варианти. Операторите на преносни системи следва по-специално да направят преглед на планираното развитие на вятърните паркове, за да установят възможности за между възлови преносни връзки (hub commections) и междусистемни преносни връзки (interconnections) за търговия с електроенергия, като освен това трябва да вземат под внимание евентуално бъдещо развитие на вятърните паркове. При одобряването на нови морски електропреносни линии, регулаторните органи следва проучват цялостните стратегии за развитие и регионалните и дългосрочни ползи. Трябва да се проучат варианти за преработване на регулаторната рамка, така че тя по-добре да съответства на съществуващите условия, като inter alia бъдат обхванати: експлоатацията на морски енергопреносни съоръжения, достъпа до тях и заплащането на такса за пренос, съответните правила за балансиране и спомагателните услуги.

3.1.2. Междусистемни електропреносни връзки в Югозападна Европа

През идното десетилетие на територията на Франция, Италия, Португалия и Испания ще бъдат изградени значителни мощности за електропроизводство от променливи възобновяеми източници. Същевременно Пиренейският полуостров на практика е „електрически остров“. Преносните връзки между Франция и Испания дори и днес са с недостатъчен капацитет, като между държавите има само четири електропреносни линии (2 от 220 kV и 2 от 400 kV), последната от които е изградена през 1982 г. Всички те са постоянно претоварвани[58]. До 2014 г. в Източните Пиренеи трябва да бъде изградена нова линия от 400 kV, което ще увеличи настоящия преносен капацитет от 1400 MW на около 2800 MW, но дори и след това може да остане известно претоварване[59].

Освен това тези държави играят ключова роля в свързването със Северна Африка, което би могло да става все по-важно поради огромния потенциал от слънчева енергия.

До 2020 г. в държавите на изток и юг от Средиземно море би могъл да се изгради нов капацитет за електропроизводство от възобновяеми източници в размер на около 10 GW, от които близо 60 % слънчева и 40 % вятърна енергия[60]. При все това, към настоящия момент има само една електропреносна връзка между Африка и Европа (Мароко—Испания) с капацитет около 1400 MW, който би могъл да се увеличи на 2100 MW през следващите години. Планира се подводна електропреносна линия с преносен капацитет 1000 MW за постоянен ток между Тунис и Италия, която ще бъде въведена в експлоатация до 2017 г. Използването на тези съществуващи и нови преносни връзки ще създаде нови предизвикателства в средносрочен план (след 2020 г.) с оглед на тяхната съгласуваност с развитието на европейската и северноафриканската мрежа — както по отношение на капацитета им, така по отношение на съответната регулаторна рамка. Всички допълнителни преносни връзки трябва да са обект на предпазни мерки, за да се предотвратят рисковете от увеличение на изместването на въглеродни емисии чрез внос на енергия.

Препоръки

С оглед да се гарантира адекватно интегриране на нови електрогенериращи мощности в Югозападна Европа, предимно на база възобновяеми източници, и на съответния пренос на електроенергия до други части на континента, до 2020 г. трябва да бъдат изпълнени следните ключови действия:

- Адекватно развитие на електропреносните връзки в региона и включване на съществуващите национални мрежи в тези нови проекти. До 2020 г. ще бъде необходим преносен капацитет от поне 4000 MW на електропреносните връзки между Пиренейския полуостров и Франция. Съответните проекти ще трябва да се разработят с най-голямо възможно внимание по отношение на възприемането им от обществеността и след обсъждания с всички съответни заинтересовани страни.

- По отношение на електропреносните връзки с трети държави, развитието на връзките на Италия с държавите от Енергийната общност (по-специално Черна гора, но освен това Албания и Хърватия), реализирането на връзката между Тунис и Италия, разширяването на връзката между Испания и Мароко, подсилването при необходимост на връзките юг—юг в съседните държави от Северна Африка (включително по отношение на ефикасното управление на тези инфраструктури) и подготвителни проучвания за допълнителни връзки север—юг, които да бъдат разработени след 2020 г.

3.1.3. Междусистемни електропреносни връзки в Централна/Източна и Югоизточна Европа

Свързването на новите електрогенериращи мощности е огромно предизвикателство в Централна и Източна Европа. Например само в Полша до 2015 г. се предвиждат нови мощности в размер на около 3,5 GW и съответно до 8 GW в периода до 2020 г.[61]

Същевременно, напоследък схемата на електроенергийните потоци в Германия се измени значително. Вятърните електрогенериращи мощности, които към края на 2009 г. достигнаха общо около 25 GW, както и развитието на вятърната енергетика в морски райони, а също и новите конвенционални електроцентрали са концентрирани в северните и североизточните части на страната; потреблението, обаче, се увеличава най-вече в южната част, като нараства разстоянието между центровете на производство и на потребление или балансиращите съоръжения (например помпено-акумулиращите централи). Поради това е необходим огромен капацитет за пренос от север на юг, имайки предвид и развитието на преносната мрежа в и край северните морета съгласно приоритет 3.1.1. Предвид въздействието на настоящия недостиг на преносни връзки в съседните електроенергийни мрежи, особено в Източна Европа, за решаването на този въпрос е абсолютно необходим координиран регионален подход.

В Югоизточна Европа преносната мрежа е доста нарядко разположена в сравнение с останалата част от континента. Същевременно целият регион (включително държавите от Енергийната общност) разполага с огромен потенциал за допълнително производство на водноелектрическа енергия. Съществува необходимост от допълнително свързване на генериращи мощности и допълнителни междусистемни преносни връзки, за да се увеличат електроенергийните потоци между страните в Югоизточна Европа и Централна Европа. Разширяването на синхронната зона от Гърция (и по-късно от България) към Турция ще създаде допълнителни нужди от подсилване на преносните мрежи в тези държави. Украйна и Република Молдова заявиха своя интерес да се присъединят към европейските континентални взаимосвързани енергийни мрежи, като в дългосрочен план ще трябва да се проучат допълнителни разширения.

Препоръки

С оглед да се гарантира адекватно свързване и пренос на електрогенериращите мощности, особено в Северна Германия, и по-добро интегриране на енергийните мрежи в Югоизточна Европа, до 2020 г. трябва да се извършат следните ключови действия, които трябва по-специално да се подкрепят от държавите от Централна/Източна Европа чрез разширяване на вече съществуващото сътрудничество в сектора на газа:

- Разработване на адекватни междусистемни преносни връзки, особено в Германия и Полша, за да се присъединят към мрежата нови електрогенериращи мощности, включително такива на база възобновяеми източници, разположени в или близо до Северно море, с центровете на потребление в Южна Германия и помпено-акумулиращите централи, които ще бъдат изградени в Австрия и Швейцария, като същевременно бъдат свързани и новите електрогенериращи мощности в страните от Източна Европа. Важно значение ще придобият планираните нови преносни линии между Германия и Полша, след като бъдат изградени нови електропреносни връзки с балтийските държави (по-специално връзката между Полша и Литва, виж по-долу). Поради нарастващите паралелни потоци от север на юг, в средносрочен план (след 2020 г.) ще бъде необходимо разширяване на трансграничния преносен капацитет между Словакия, Унгария и Австрия. Необходими са инвестиции за облекчаване на натоварването по вътрешните мрежи, за да се увеличи трансграничният капацитет в Централна Европа.

- Увеличение на преносния капацитет между държавите от Югоизточна Европа, включително държавите по Договора за Енергийната общност, с оглед допълнителното им интегриране в пазарите за електроенергия в Централна Европа.

Това сътрудничество следва да бъде в рамките на Сътрудничеството в Централна/Източна Европа, което вече съществува в газовия сектор.

3.1.4. Изпълнение на Плана за взаимосвързване на Балтийския енергиен пазар в областта на електроенергетиката

През октомври 2008 г., след споразумението на държавите-членки в региона на Балтийско море беше създадена група на високо равнище (HLG) относно балтийските преносни връзки, председателствана от Комисията. Участващите държави са Дания, Естония, Финландия, Германия, Латвия, Литва, Полша, Швеция, както и Норвегия като наблюдател. През юни 2009 г. Групата на високо равнище изготви План за взаимосвързване на балтийския енергиен пазар (BEMIP), който представлява цялостен план за действие относно енергийните връзки и подобряване на пазара в региона на Балтийско море, както за електроенергия, така и за газ. Главната цел е да се прекрати относителната „енергийна изолация“ на балтийските държави и те да бъдат интегрирани в по-широкообхватния енергиен пазар на ЕС. BEMIP представлява важен пример за успешно регионално сътрудничество. Поуките от тази инициатива ще бъдат взети предвид в други структури на регионално сътрудничество.

За да могат инвестициите да са икономически ефективни и привлекателни, трябваше да се отстранят някои препятствия пред вътрешнообщностния пазар. Това включи хармонизиране на регулаторните рамки, за да се положи основата за изчисляване на справедливо разпределение на разходите и приходите и по този начин да се направи крачка към принципа „бенефициерите плащат“. Европейската енергийна програма за икономическо възстановяване (EEPR) бе очевиден фактор за навременното изпълнение на инфраструктурни проекти. Тя осигури стимули за бързо договаряне по нерешени въпроси. Стратегията на ЕС за региона от Балтийско море също така осигури по-широкообхватна рамка за приоритета за енергийната инфраструктура. В Стратегията вече беше предложена рамка за насочване на съществуващото финансиране от структурни и други фондове в областите, определени в Стратегията като приоритетни.

Няколко фактора доведоха до заключението на заинтересованите страни край Балтийско море, че тази инициатива е успешна: (1) политическата подкрепа за инициативата, нейните проекти и дейности; (2) ангажираността на високо равнище на Комисията като улесняващ и дори стимулиращ фактор; (3) ангажираността на всички съответни заинтересовани страни в региона от концепцията до изпълнението (министерства, регулаторни органи и оператори на преносни системи), за да се осъществят набелязаните инфраструктурни приоритети.

Въпреки постигнатия дотук напредък, все още са нужни допълнителни усилия за пълно осъществяване на BEMIP: ще бъде необходим постоянен мониторинг от страна на Комисията и групата на високо равнище на изпълнението на плана, за да се спазват договореностите за дейностите и график.

По-специално е необходима подкрепа за ключови, но също така по-сложни трансгранични проекти, а именно електропреносната връзка LitPolLink между Полша и Литва, който е от огромно значение за интегриране на балтийския пазар в ЕС и за която бе назначен координатор от страна на ЕС.

3.2. Разнообразяване на газовите доставки в напълно взаимосвързана и гъвкава газова мрежа на ЕС

3.2.1. Южен коридор

Нарастващата зависимост на Европа от внос на горива е очевидна в сектора на газа. След Северния коридор от Норвегия, Източния коридор от Русия, Средиземноморския коридор от Африка и паралелно с втечнения природен газ, Южният коридор би бил четвъртата голяма ос за разнообразяване на газовите доставки в Европа. Разнообразяването на източниците като цяло подобрява конкуренцията и следователно допринася за развитието на пазара. Същевременно то повишава сигурността на доставките: както се видя и от газовата криза през януари 2009 г., най-тежко засегнатите държави бяха тези, които зависят от един-единствен източник на внос. При все това, разнообразяването често се възпрепятства от отбранителното отношение на производителите на газ и заварените участници на монополни пазари. Изграждането на Южния коридор изисква тясно сътрудничество между няколко държави-членки и на европейско ниво, тъй като нито една страна поотделно не се нуждае от допълнителните газови количества (нов газ), които биха оправдали инвестицията в такава газопроводна инфраструктура. Поради това Европейският съюз трябва да насърчи разнообразяването и да гарантира общественото благо от сигурност на доставките, като обедини държави-членки и компании за достигане до критична маса. Това е основният принцип на стратегията на ЕС по отношение на Южния газов коридор. Неговото значение бе подчертано във Втория стратегически преглед на енергетиката на Комисията от ноември 2008 г., който бе одобрен от Европейския съвет през март 2009 г.

Целта на Южния коридор е да свърже директно газовия пазар на ЕС с най-големите залежи от газ в света (басейна на Каспийско море/Близкия изток), които се изчисляват на 90,6 трилиона кубични метра (в сравнение, доказаните руски запаси възлизат на 44,2 трилиона кубични метра[62]). Освен това находищата на газ в географско отношение са дори по-близо от основните руски залежи (Карта 8).

Ключовите потенциални индивидуални страни доставчици са Азербайджан, Туркменистан и Ирак; при все това, ако политическите условия позволяват, доставките от други държави в региона биха могли да представляват значителен допълнителен източник за ЕС. Ключовата транзитна държава е Турция, а другите транзитни маршрути са Черно море и източната част на Средиземно море. Стратегическата цел на коридора е да се изгради маршрут за доставки до ЕС, който да покрива приблизително 10—20 % от нуждите от газ на ЕС до 2020 г., което се равнява на приблизително 45—90 млрд. кубични метра газ годишно (bcma).

Оперативната цел за развитие на стратегията за Южния коридор е Комисията и държавите-членки да работят с държавите, добиващи газ, както и с ключовите държави за пренос на въглеводороди до ЕС, със съвместната цел за бързо постигане на твърди ангажименти за доставки на газ и изграждане на газопреносна инфраструктура (тръбопроводи, превоз на втечнен/сгъстен природен газ), необходими на всички етапи от нейното развитие.

[pic]

Карта 8: Сравнение на разстоянието за основните доставки на газ от изток до главните центрове на потребление в ЕС

Главното предизвикателство за успеха на Южния коридор е да се гарантира, че всички елементи на коридора (газови ресурси, инфраструктура за пренос и основни споразумения) са налице в подходящия момент и то в значителен обхват. За постигането на тази цел вече е осъществен значителен напредък. С финансовата подкрепа от Комисията (EEPR и/или програми по TEN-E) и с големи усилия от страна на някои газопроводни компании вече са на етап разработване конкретни газопреносни проекти, а именно „Набуко“, ITGI, TAP и „Бял поток“, и се проучват и други възможни варианти. „Набуко“, както и „Посейдон“, подводната връзка между Италия и Гърция, която е част от ITGI, получиха частично освобождаване от задължението за осигуряване на достъп на трети страни (така нареченото „освобождаване по член 22“). Освен това, междуправителственото споразумение за „Набуко“, подписано през юли 2009 г., осигури на „Набуко“ правна сигурност и условия за пренос на газ през Турция и създаде прецедент в областта на допълнителното разширяване на режимите на пренос.

Ключовото предизвикателство за бъдещето е да се гарантира, че държавите, които добиват газ, се подготвят за идеята за директен износ на газ към Европа, който за тях може често да означава поемане на голям политически риск, свързан с тяхното геополитическо положение. В сътрудничество с държавите-членки, участващи в Южния коридор, Комисията трябва допълнително да подчертае своята ангажираност към изграждане на дългосрочни отношения с държавите, добиващи газ в този регион и да осигури по-стабилна връзка между тях и ЕС.

Газопроводните компоненти на Южния газов коридор също така се подсилват от изготвянето на варианти за доставяне на значителни допълнителни количества втечнен природен газ (LNG) до Европа по-специално от Близкия изток (Персийския залив и Египет). На първо място той обхваща разработването на точки за приемане на втечнен природен газ в Европа (и свързването им към по-широката мрежа). Освен това се очаква постепенно да се изгради сътрудничество с държавите производители относно изготвяне на енергийни политики и дългосрочни инвестиционни планове, които водещи до използването на втечнен природен газ.

3.2.2. Газопреносни връзки север—юг в Източна Европа

Стратегическата концепция на газопреносната връзка за природен газ от север на юг е да се свърже областта на Балтийско море (включително Полша) с Адриатическо и Егейско море и по-нататък с Черно море, като се обхванат следните държави-членки на ЕС (Полша, Чешката Република, Словакия, Унгария, Румъния и евентуално Австрия), както и Хърватия. Това ще осигури цялостна гъвкавост за целия Централно и Източноевропейски регион (CEE) за създаване на стабилен, добре функциониращ вътрешнобщностен пазар и насърчаване на конкуренцията. В по-дългосрочен план този процес на интеграция ще трябва да се разшири и до държави извън ЕС, които са страни по Договора за Енергийната общност. Един интегриран пазар би осигурил необходимата сигурност на потреблението[63] и би привлякъл доставчици, които да използват по възможно най-добрия начин съществуващата и нова инфраструктура за внос, например нови инсталации за регазификация на втечнен природен газ и проекти в рамките на Южния коридор. По този начин би намаляла уязвимостта на региона CEE при прекъсване на доставките по маршрута Русия/Украйна/Беларус.

В Централно/Източно Европейския регион има един основен доставчик; настоящите линейни (от изток на запад) и изолирани мрежи са наследство от миналото. Докато делът на внасяния от Русия газ представлява 18 % от потреблението на страните от ЕС-15, в новите държави-членки този показател е 60 % (по данни от 2008 г.). Доставките на Газпром представляват по-голямата част от вноса на газ в региона (Полша: 70 %, Словакия: 100 %, Унгария: 80 %, някои държави в Западните Балкани: 100 %).

Поради inter alia монополните, изолирани и малки пазари, дългосрочните договори за доставки и регулаторните слабости, регионът не е привлекателен за инвеститори или производители. Липсата на регулаторна координация и общ подход към липсващите газопреносни връзки застрашава новите инвестиции и пречи на навлизането на нови участници на пазара. Освен това, сигурността на доставките е предмет на опасения и инвестициите, необходими за постигане на стандартите за инфраструктура, заложени в Регламента за сигурност на доставките на газ, са концентрирани в този регион. И накрая, значителен дял от населението отделя сравнително голяма част от своите доходи за енергия, което води до енергийна бедност.

В декларацията на разширената Вишеградска група[64] вече се изразява ясен ангажимент в рамките на региона за преодоляване на тези предизвикателства. Въз основа на опита от BEMIP и вече извършената работа от страните по декларацията, групата на високо равнище (HLG), предложена в съобщението, следва да представи цялостен план за действие с цел изграждане на преносни връзки и осъществяване на пазарна интеграция. HLG следва да се подпомага от работни групи, които се насочват към конкретни проекти, достъп до мрежи и тарифи. Работата следва да включва опита, получен от инициативата за Нова преносна европейска система (NETS)[65].

3.2.3. Изпълнение на Плана за взаимосвързване на Балтийския енергиен пазар в областта на природния газ

Докато осъществяването на електроенергийните проекти в рамките на Плана за взаимосвързване на Балтийския енергиен пазар (BEMIP) е в напреднал етап, в сферата на газа все още не е постигнат почти никакъв напредък след одобряването на плана за действие от държавните глави на осемте държави-членки на ЕС и председателя Барозу през юни 2009 г. Групата на високо равнище (HLG) успя единствено да определи дълъг списък с проекти с твърде високи инвестиционни разходи в сравнение с размера на пазарите на газ в региона. Изобщо не бяха договорени действия във връзка с вътрешнообщностния пазар. Газовият сектор сега е обект на сериозно концентриране на работата по BEMIP на два фронта: Източнобалтийската и Западнобалтийската област.

В източната част на региона на Балтийско море (Литва, Латвия, Естония и Финландия) са необходими спешни действия, за да се гарантира сигурност на доставките чрез свързване с останалата част от ЕС. Същевременно Финландия, Естония и Латвия се ползват от дерогация от отваряне на пазара в съответствие с третия пакет от документи за вътрешнобщностния пазар, докато пазарите им остават изолирани. Дерогацията ще приключи след като тяхната инфраструктура бъде интегрирана в останалата част от ЕС, например чрез газопренос