ET

Brüssel 15.5.2007

KOM(2007) 250 lõplik

KOMISJONI TEATIS NÕUKOGULE JA EUROOPA PARLAMENDILE

Aruanne piiriülese elektrikaubanduse määruse (EÜ) nr 1228/2003 kohaldamisel saadud kogemuste kohta

KOMISJONI TEATIS NÕUKOGULE JA EUROOPA PARLAMENDILE

Aruanne piiriülese elektrikaubanduse määruse (EÜ) nr 1228/2003 kohaldamisel saadud kogemuste kohta

(EMPs kohaldatav tekst)

1. Sissejuhatus

Käesolev aruanne täidab võrkudele juurdepääsu tingimusi piiriüleses elektrikaubanduses käsitleva määruse (EÜ) nr 1228/2003 [1] artikliga 14 komisjonile pandud kohustust avaldada aruanne määruse kohaldamisel saadud kogemuste kohta. Kõnealuse määruse eesmärk on kehtestada piiriülest elektrikaubandust käsitlevad õiglased eeskirjad ning suurendada sel viisil konkurentsi elektrienergia siseturul. Määrusega on kehtestatud piiriüleste elektrivoogude hüvitamise kord ning sätestatud ülekandetasude ühtlustatud põhimõtted ja olemasolevate ühendusvõimsuste siseriiklike põhivõrkude vahel jaotamise eeskirjad.

2. Piiriülese kaubanduse mahu areng

Piiriülesed elektrivood on alates Euroopa turu avamisest aasta-aastalt pisut suurenenud. Siiski keskmiselt vaid 10% ühenduses tarbitud elektrienergiast ületab liikmesriikide piire. Diagrammil 1 antakse ülevaade tegelike piiriüleste elektrivoogude üldisest arengust EL 27 liikmesriigis ning Norras ja Šveitsis.

(...PICT...)

Diagramm 1: ELi liikmesriikide, Norra ja Šveitsi vaheliste piiriüleste elektrivoogude areng (piiriüleste elektrivoogude protsent võrrelduna elektrienergia kogutarbimisega).

Diagrammil 2 on näha piiriüleste elektrivoogude kogused teatavates Euroopa piirkondades ja nende vahel, nagu on määratletud ülekoormuse juhtimise muudetud suunistes, [2] ning juurde on lisatud Kagu-Euroopa. Sellel diagrammil on mitmesse piirkonda kuuluvad riigid loetud sellesse piirkonda kuuluvaks, millega neil on kõige tugevam tegelik side. Šveits on arvatud Kesk- ja Lääne-Euroopa piirkonda ning Norra Põhja-Euroopa piirkonda. Diagramm annab vaid üldpildi tegelikust olukorrast ega kajasta geograafiliste turgude kõiki jooni. Näiteks Saksa ja Austria turud on tegelikult suurel määral integreerunud.

(...PICT...)

Diagramm 2: Elektri tarbimine ja -kaubandus Euroopas piirkonniti 2005. aastal. [3]

Diagrammil on näha, et suurim piirkond on Kesk- ja Lääne-Euroopa, kus tarbitakse aastas 1310 TWh elektrit. Kesk- ja Lääne-Euroopa piirkonna elektrikaubandus naaberpiirkondadega on märkimisväärne, eriti Itaaliaga (41 TWh) ja Kesk- ja Ida-Euroopa piirkonnaga (35 TWh). Veel hiljuti oli Läänemere piirkond teistest ELi piirkondadest eraldatud, kuid 2006. aasta detsembris sisse seatud ühendus Eesti ja Soome vahel on sellele isolatsioonile nüüd lõpu teinud.

Nende piirkondade kogutarbimisest (3271 TWh) 6,5% (213 TWh) moodustab piirkondadesisene piiriülene elektrikaubandus, 4,3% (141 TWh) piirkondadevaheline elektrikaubandus ja 0,7% (24 TWh) elektrikaubandus kolmandate riikidega. Tuleb siiski märkida, et elektrivood on vaid tegelike piiriüleste kaubandusmahtude ligikaudsed näitajad. Tasakaalustatud kaubavahetuse korral võivad kaubanduse brutomahud tegelikest mahtudest suuremad olla. Elektri ringvoogude ja praeguse võimsuse arvutamise meetodi tõttu, milles arvestatakse vaid vähesel määral mõju kolmandatele riikidele, kattub kaubavahetus vaid harva tegelike elektrivoogudega.

Praeguse piirkondadevahelise elektrikaubanduse struktuuri ja selle aluseks olevate ühendusvõimsuste põhjal võib järeldada, et piirkondade jätkuvaks integreerimiseks ja Euroopa turu loomiseks on ruumi veel küllalt. See toob kaasa sarnaste elektritootmisstruktuuridega piirkondades hindade ühtlustumise ja arbitraaživõimaluste parema ärakasutamise erinevate elektritootmisstruktuuridega piirkondades, näiteks Kesk- ja Lääne-Euroopa ning Põhja-Euroopa turu vahel.

Üldiselt ei ole piiriüleseid kaubandusvõimalusi veel sugugi täielikult kasutatud. Seda kinnitavad elektri- ja gaasituru sektorites tehtud uurimiste tulemused. [4] Osaliselt on see tingitud hulgi- ja tasakaalustava turu vähesest integreeritusest. Muudel juhtudel puudub paljudel riikidel veel piiriülest kaubandust suunav usaldusväärne hinnasignaal.

3. Piiriüleste kauplemismeetodite areng

Ülekoormuse juhtimist käsitlevate muudetud suuniste vastuvõtmine oli ELi elektrienergia siseturu kujundamisel oluline. Need suunised sisaldavad praktilisi eeskirju mitme põhimõtte rakendamiseks, mis on sätestatud määruses (EÜ) nr 1228/2003. Suunised käsitlevad peamiselt ELi piirkondadeks jaotamist (seitse piirkonda, lisaks Kagu-Euroopa), põhivõrguettevõtjate kohustust tagada ühine koordineeritud võimsuse arvutamise ja jaotamise süsteem, samuti läbipaistvusnõudeid.

Ülekoormatud ühenduste puhul kasutatakse praegu järgmisi võimsuste jaotamise meetodeid (vaata ka diagramm 1. lisas):

(1) alalhoid (võimsus on vertikaalselt integreeritud ettevõtte käes)

(2) eelisjärjekorras jaotamine vanemate lepingute alusel

(3) otsesed enampakkumised

(4) kaudsed enampakkumised

(5) „kes ees, see mees“ ja pro rata põhimõtted päevasiseste jaotamiste korral.

Määruse (EÜ) nr 1228/2003 nõuetele vastavad vaid koordineeritud otsesed ja kaudsed enampakkumised. Hoolimata Euroopa Kohtu otsusest kohtuasjas C-17/03 [5] kasutatakse mõnede vanade kaubandusliinide puhul siiski ikka veel alahoiumeetodit ja vanemate lepingute puhul toimub jaotamine endiselt kohati eelisjärjekorras. Komisjon on nende juhtumite suhtes võtnud õiguslikke meetmeid.

Tulevikus jaotatakse võimsust rohkem kaudsete enampakkumiste kaudu. Euroopa Põhivõrguettevõtjate Liidu (ETSO) ja Euroopa elektribörside ühenduse (EuroPex) poolt välja töötatud nn turgude ühendamise meetodil on praegu suurim potentsiaal üks päev ette etapis kaudsete enampakkumiste korraldamisega Euroopa elektriturg tõepoolest ühtseks muuta. Sektorit käsitlev uurimine [6] näitas, et otsesed enampakkumised, nii nagu neid praegu korraldatakse, põhjustavad sageli ühendusvõimsuse ebatõhusat kasutamist ja takistavad turu integreerumist.

Piiriüleseid võimsusi arvutati varem suurel määral neto edastamisvõimsuse meetodi põhjal, mille töötas välja Euroopa Põhivõrguettevõtjate Liit. Hiljuti tehti ettepanek võtta kasutusele keerukamad võimsuse arvutamise meetodid, millega oleks ühendatud ka võimsuste jaotamine ja mis oleksid vajalikud ülekoormuse juhtimist käsitlevate muudetud suuniste täitmiseks. Kõige paljutõotavam on nn voogudepõhine meetod. Selle meetodi põhjal arvutatakse olemasolev võimsus välja üldises võrgumudelis, jagamata koguvõimsust enne kahepoolseteks neto edastamisvõimsuse väärtusteks. Voogudepõhise meetodiga tagatakse, et kõigi asjaomaste põhivõrguettevõtjate tegelikud elektrivood hoiavad võrke ohutuse piires. See meetod võib osutuda äärmiselt kasulikuks, kui seda kasutada väga tihedas põhivõrgus.

Uute eeskirjade rakendamine, ka nende, mis on sätestatud ülekoormuse juhtimise muudetud suunistes, nõuab veel palju vaeva. Seetõttu ei saanud mitte kõik põhiprojektid 2007. aasta 1. jaanuariks esitada vastavalt ülekoormuse juhtimise muudetud suunistele tähtaega, mil nad on ühiseks koordineeritud võimsuse arvutamiseks ja jaotamiseks valmis. Sellega seotud raskused on esiteks tehnilist laadi, kuna süsteemi tuleb enne rakendamist katsetada, et see oleks vastupidav. Teiseks on turuolukorra muutustega leppimine sageli poliitiliselt raske samm. Isegi kui parem meetod suurendaks turul osalejate üldtulu ja võimaldaks olemasolevat infrastruktuuri ohutult ja tõhusamalt kasutada, võivad mõnel piiril jaotatavate võimsuste kogused kahaneda.

Päevasisesele piiriülesele elektrikaubandusele juurdepääsu parandamisel on tehtud mitmeid edusamme. Seda nõutakse ka ülekoormuse juhtimise muudetud suunistes, ning alates 1. jaanuarist 2008 on see kohustuslik.

Reguleerivad asutused ja komisjon jälgivad tähelepanelikult ülekoormuse juhtimise muudetud suuniste rakendamist. Uute suuniste eiramise korral on komisjon valmis algatama rikkumismenetluse.

4. Põhivõrguettevõtjate vaheline hüvitusmehhanism

Määruses (EÜ) nr 1228/2003 on sätestatud ka raamistik, kus naabervõrkude kasutamise hüvitamine ei toimu enam iga üksiku kaubavahetusjuhu eest saadavate konkreetsete tasude kaudu (piiriülesed või transiiditasud), vaid tegelikel elektrivoogudel põhineva üldise hüvitusmehhanismi kaudu. See on väga asjalik lahendus tihedas elektrivõrgus, kus vastandlikud kaubanduslikud elektrivood üksteist tasakaalustavad ja tegelikud elektrivood lepingus ettenähtud kulgemisteedega peaaegu kunagi ei kattu.

Põhivõrguettevõtjate vahelise hüvitusmehhanismi edendamine on toimunud vabatahtlikult Firenze foorumi raames. Esimene vabatahtlik kokkulepe, mis hõlmas siiski veel piiriülest tasu suuruses 1 euro megavatt-tunni kohta, sõlmiti Euroopa Põhivõrguettevõtjate Liidu liikmete vahel 2002. aasta märtsis ja seda koguti olenevalt riigist kas ühiselt või ekspordi- ja imporditoimingutelt. 2003. aastal alandati seda tasu 0,5 eurole megavatt-tunni kohta ning 2004. aastal tasu lõpuks kaotati.

Põhivõrguettevõtjate vahelise vabatahtliku kokkulepe on põhinenud meetodil, mis kujutab endast tegelike piiriüleste elektrivoogude lihtsustust. See lihtsustus sisaldab mitmeid puudusi, mis on muutunud mõnede osaliste jaoks üha vastuvõetamatumaks. Euroopa Põhivõrguettevõtjate Liit on püüdnud seda meetodit täiustada ning on esitanud nn infrastruktuuri kulude jaotamise täiustatud mudeli (IMICA – Improved Modelling for Infrastructure Cost Allocation), kust on mõned eelmise süsteemi puudused kõrvaldatud. Kuid kuna see meetod on väga keeruline ja arutelud põhivõrguettevõtjate vahelise hüvitusmehhanismi meetodi põhimõtete ümber jätkuvad, rakendatakse 2007. aastal uut ajutist põhivõrguettevõtjate vahelist hüvitusmehhanismi, kuhu on tehtud mõningaid parandusi.

Elektri- ja gaasisektori Euroopa reguleerivate asutuste töörühm (ERGEG) on tegelenud põhivõrguettevõtjate vahelise hüvitusmehhanismi suuniste väljatöötamisega, mille komisjon peab määruse (EÜ) nr 1228/2003 alusel vastu võtma. Pärast mitmeid üritusi ja mitmete võimalike meetodite katsetamist, millest viimane ja kõige paljutõotavam oli IMICA-meetod, ei oldud ERGEGis 2006. aasta lõpuks siiski kokkuleppele jõutud.

Komisjon kaalub veel, kas ERGEGi tehtud töö annab üldse piisava aluse suuniste vastuvõtmiseks määruse (EÜ) nr 1228/2003 artikli 13 alusel loodud piiriülese elektrikaubanduse komitee abiga.

5. Võrgu juurdepääsutariifide ühtlustamine

Põhivõrgule juurdepääsu võrgutariifid on väga erinevad (vaata ka diagramm 2. lisas). Keskmiseks võrgutariifiks põhivõrguga ühendatud koormuse korral (L-tasu) on summad vahemikus umbes 2 eurost megavatt-tunni kohta (Rootsi) kuni umbes 27 euroni megavatt-tunni kohta (Ida-Taani). Keskmiseks võrgutariifiks põhivõrguga ühendatud generaatori korral (G-tasu) on summad vahemikus 0 eurost megavatt-tunni kohta (mitu liikmesriiki) kuni umbes 1,8 euroni megavatt-tunni kohta (Iirimaa). Need erinevused on tingitud mitmest asjaolust. Lisaks erinevatele infrastruktuuri kuludele võivad need tariifid sisaldada ka makse kadude, asukohasignaalide ja süsteemi teenuste eest või muid tasusid, mis ei ole otseselt põhivõrguettevõtjate tegevusega seotud. Need muud tasud on enamasti seotud avalike teenuste osutamise kohustusega, nagu taastuvate energiaallikate ning soojuse ja energia koostootmise toetamine, ja luhtunud kuludega.

Tariifide ühtlustamine on vajalik elektriturul võrdsete võimaluste loomiseks ning see on üks määruses (EÜ) nr 1228/2003 käsitletud põhiküsimusi. Kuigi tariifide taset käsitlevad siduvad suunised on olnud juba mitu aastat Firenze foorumis ettevalmistamisel, ei saa neid vastavalt kõnealusele määrusele põhivõrguettevõtjate vahelise hüvitusmehhanismi suunistest eraldi vastu võtta. Ülekande tarifitseerimist käsitlevate suuniste eelnõu eesmärk on G-tasu levikut järk-järgult vähendada. Seda seepärast, et G-tasu on võrdsete võimaluste loomisel olulisem kui L-tasu.

6. Ülekoormus

Võib täheldada ülekoormuse struktuuri ebastabiilsemaks muutumist, kuigi ühtne meetod ülekoormuse kohta andmete kogumiseks ja avaldamiseks veel puudub. Varem on elektrivood, millest põhiosa on moodustanud enamasti pikaajalised lepingud, olnud suhteliselt stabiilsed. Suurenevat ebastabiilsust võib pidada märgiks paremini toimivast turust, mille tulemusena suureneb võrkudevaheliste ühenduste kaudu toimuv mõlemapoolne elektrikaubandus. Mõnel juhul võib põhjuseks olla ka ühel turul domineerivate osalejate uus kauplemisstrateegia: piiriüleseid mahte optimeeritakse.

Põhivõrguettevõtjad koguvad turupõhiste mehhanismidega ülekoormustasu, mis kajastab piirkondadevahelisi hinnaerinevusi ja iga võrkudevahelise ühenduse kaudu edastatavaid mahte. Piiridel, kus on juba mõnda aega kasutatud otseseid enampakkumisi, koguti 2005. aastal (2004) [7] renditulu järgmistes summades: Saksamaa 158 miljonit eurot (98 miljonit eurot), Holland 48 miljonit eurot (35 miljonit eurot), Tšehhi Vabariik 44 miljonit eurot (41 miljonit eurot), Poola 41 miljonit eurot (9 miljonit eurot) ja Taani (Saksamaaga ühistel piiridel) 28 miljonit eurot (19 miljonit eurot). Põhjapiirkonnas koguti turu osadeks jagamise süsteemi alusel ülekoormustasu järgmistes summades [8]: 2004. aastal 48 miljonit eurot, 2005. aastal 117 miljonit eurot ja 2006. aastal 104 miljonit eurot. 2006. aastal võeti kasutusele mitu uut otsest enampakkumist, et asendada alalhoiumeetodit, vanematele lepingutele eelisjärjekorras jaotamist ja „kes ees, see mees“ meetodit, mis ei ole kooskõlas määrusega (EÜ) nr 1228/2003 ja Euroopa Kohtu otsusega kohtuasjas C 17/03.

Vastavalt kõnealusele määrusele võib ülekoormuse juhtimisest saadavaid tulusid kasutada ainult võimsuse tagamiseks, infrastruktuuri loomiseks või võrgutariifi alandamiseks. Kahjuks on tariifide alandamine olnud kõige levinum ülekoormuse juhtimisest saadavate tulude kasutamise viis. Ainult mõnel juhul on eelistatud võrguinvesteeringuid (Põhjamaad, Holland). Vastavalt ülekoormuse juhtimise muudetud suunistele avaldavad reguleerivad asutused alates 2007. aastast igal aastal aruande ülekoormuse tulust ja selle kasutamisest.

7. Lõpptarbijate juurdepääs piiriülesele elektrile

Riigipiirid ja kontrollpiirkonnad on turu tegelikul integreerumisel veel oluliseks takistuseks. Keskpikk eesmärk on saavutada turu piirkondlik ühtlustumine ja luua uus infrastruktuur selliselt, et piirid oleksid turuosalistele väiksemaks takistuseks, kui need on praegu. See olukord on loodud suuresti hulgimüügiturul osalejate jaoks Nord Pooli piirkonnas. Kui Põhjamaade elektriturul osalejad teevad pakkumisi hetketurule üks päev ette, optimeerib süsteem automaatselt piiriülese infrastruktuuri kasutamise. Ka tasakaalustav turg integreeritakse kogu piirkonnas tehtud pakkumistega. Põhjamaade turg ei ulatu siiski veel otseselt jaemüügiturule, kuna kliendid on ikka veel kohustatud kasutama samas riigis olevaid tarnijaid. Jätkub töö korraliku Põhjamaade lõpptarbijaturu rajamiseks. Teiseks näiteks hulgimüügiturgude integreerimise kohta on Saksamaa ja Austria. Arutatakse ka jaemüügiturgude integreerimist selles piirkonnas.

8. Varustuskindlus

Esimene määruse jõustumise järgne aasta – 2003. aasta – oli elektrienergia varustuskindluse seisukohalt raske. Itaalias toimus 2003. aasta septembris ulatuslik elektrikatkestus, mille põhjustasid probleemid Itaalia ja Šveitsi vahelistes ühendusliinides ning see, et rikke levimisele ei õnnestunud piiri panna. 2003. aasta septembris toimus ulatuslik elektrikatkestus ka Lõuna-Rootsis ja Ida-Taanis. Väiksemad elektrikatkestused leidsid 2003. aastal aset Londonis ja Helsingis. Viimane elektrikatkestus 2006. aasta 4. novembril mõjutas tervet Elektrienergia Edastuse Koordineerimise Liidu (UCTE) sünkroonset süsteemi. See intsident sai alguse Põhja-Saksamaalt, selle tulemusena jagunes UCTE süsteem kolmeks osaks ning umbes 10% koormust läks läänepiirkonda, et säilitada põhivõrgu terviklikkus.

Kuna laiaulatuslikke süsteemihäireid esineb väga harva, ei ole veel võimalik teha järeldusi selle kohta, kas elektrikatkestuste esinemise tõenäosus on suurenemas või kahanemas võrreldes olukorraga enne piiriüleste ülekannete suurenemist. Itaalia elektrikatkestuse põhjal oli siiski selge, et põhivõrguettevõtjatel ei olnud piisavat raamistikku, et tagada süsteemi kõrgetasemelist tööd Euroopa mastaabis. Koostöö põhines mittesiduvatel soovitustel, ilma et nende soovituste üle oleks teostatud järelevalvet ja neid jõustatud. Sellest tulenevalt alustas UCTE soovituste muutmist eeskirjade käsiraamatuks, mis jõustataks ja mille täitmise üle teostataks järelevalvet kõigi UCTE põhivõrguettevõtjatest liikmete vahelise siduva kokkuleppe alusel. See protsess ei ole veel lõppenud, kuigi on jõudsalt edenenud.

On arutatud, eelkõige Firenze foorumi raames, kas siduvad varustuskindluse eeskirjad Euroopa mastaabis on vajalikud. Kõnealune määrus juba võimaldabki neid kehtestada, kuigi komisjon ei ole seni veel ühtegi ettepanekut teinud.

Hiljutine ETSO aruanne elektritootmise piisavuse kohta [9] näitas, et enamiku Euroopa võrkude pärast ei ole vaja 1012. aastani muret tunda. Pärast aastat 2012 võib olukord kriitiliseks muutuda, kui investeeringute tempo on prognoositust aeglasem. Kui teatatakse uutest investeeringutest, näiteks Itaalias, Hispaanias, Hollandis ja Saksamaal, võib olukord üsna ruttu muutuda. Põhjamaad sõltuvad hüdroelektrijaamade suure osakaalu tõttu sademete hulgast. Seepärast on elektritootmisvõimsus kuivadel aastatel problemaatiline, nt 2006. aasta.

ETSO aruandes on arvestatud piiriüleste ühenduste mõju tootmisevõimsuse piisavusele piirkondlikul tasandil, eeldusel et põhivõrguettevõtjad ei katkesta suure nõudluse korral ühepoolselt liikmesriikide vahelisi ühendusi. Mõnede põhivõrguettevõtjate käitumine neis tingimustes võib siiski üsna ettearvamatu olla. On näiteid, mis viitavad sellele, et nad võivad eelistada omamaise turu kliente välismaistele. See on nii elektrienergia siseturu ühiseeskirju käsitleva direktiivi 2003/54 [10] kui ka elektrienergia varustuskindluse ja infrastruktuuriinvesteeringute meetmeid käsitleva direktiivi 2005/89 [11] rikkumine. Edasine arutelu selles olulises küsimuses toimub viimati nimetatud direktiivi rakendamise kontekstis.

9. Asukohasignaalid

Asukohasignaalid on toimiva elektrienergiaturu põhinõue. Asukohasignaalide all mõistetakse mis tahes ülekandetariife või tingimusi, mis lühemas perspektiivis mõjutavad toodetava elektrienergia edastamist ning pikemas perspektiivis uute elektrijaamade asukohta ja elektri suurtarbijaid.

Praegu sõltuvad kõige tugevamad võrkudega seotud asukohasignaalid ELi elektrienergiaturul ülekoormuse mõjudest. Tegelikult tähendab ülekoormuse olemasolu seda, et turg on jagatud hinnatsoonideks ja ülekoormus säilitab tsoonidevahelise hinnaerinevuse. See on tugev signaal, kui ettevõte peab otsustama, kuhu tootmisvõimsuses investeerida. Lisaks sisaldab mõnes riigis (Ühendkuningriik, Rootsi ja Norra) ka võrgu juurdepääsutariif asukohasignaali elementi. See signaal peaks mõjutama käitumist nii lühemas perspektiivis (tarned) kui ka pikemas perspektiivis (investeeringud). Peale ülekoormusest tulenevate signaalide muid üleeuroopalisi asukohasignaale tariifides veel ei ole. Enne kui üleeuroopalise asukohasignaali saab mõistlikul määral tariifidesse sisse arvata, võib juhtuda, et võrgutariife tuleb ühtlustada.

Mõnes liikmesriigis on asukohasignaalid oluline küsimus, seda eelkõige suurtes riikides, kus kehtib ühtne hinnatsoon ja kus ülekoormust kuigi selgelt ei tajuta. Näiteks Saksamaal, riigi põhjaosas on tuuleenergia kõvasti peale tunginud ja selle edastamine on prioriteetne. Kuigi Põhja- ja Lõuna-Saksamaa vahel esineb ülekoormust, tähendab ühtse hinnatsooni säilitamine seda, et tavapäraste elektrienergiatootjate jaoks ei ole asukohasignaali olemas. Ka Lõuna-Rootsis ja Lõuna-Austrias puuduvad ühtse hinnatsooni säilitamise tõttu toomise asukohasignaalid. Prantsusmaal kehtib elektri jaoks ühtne hinnatsoon ja gaasi jaoks piirkondlik tariif: see tekitab elektri põhivõrkudes ülekoormust, samas kui hoopis ökonoomsem oleks elektri asemel transportida primaarenergiat. Voogudepõhised jaotusmeetodid peaksid andma rohkem teavet elektrisüsteemi kitsaskohtadest.

10. Kokkuvõte

Euroopa elektrienergia turgude avamisest saadik on piiriülesed elektrivood pidevalt, kuid tagasihoidlikult suurenenud. Peamine tõukejõud on olnud võimalus kaubelda eri hinnatsoonide vahel eri hindadega. Võimsuse arvutamise ja jaotamise meetodeid on tõhustatud, ning on võimalik, et neid täiustatakse 2006. aasta novembris vastuvõetud ülekoormuse juhtimise muudetud suunistega. Nendes nõutakse, et meetodid põhineksid laiemal piirkondlikul võrkude kasutamise optimeerimisel ega keskenduks kahe naaberriigi vahelisele kahepoolsele kaubandusele. See tagab ka tegelike elektrivoogude turvalisema juhtimise.

On siiski märke ka selle kohta, et põhivõrk töötab vahel oma tegeliku võimsuse piiril. Itaalias 2003. aastal ja UCTEs 2006. aastal toimunud elektrikatkestused näitasid, kui kalliks võib iga üleeuroopalises põhivõrgus aset leidev intsident maksma minna. Seetõttu on oluline, et kaubanduse elavnemisega kaasneks võrgu paremini koordineeritud toimimine ja uue infrastruktuuri loomine, sealhulgas olemasolevate liinide uuendamine, uute liinide rajamine ja vajaduse korral muudesse võrgukomponentidesse investeerimine. Kuna elektritootmine on siiski asukohapõhine, ei ole selle kasvupotentsiaal piiramatu, kuid olemasolevate ülekanderessursside optimeerimiseks on siiski ruumi küllalt. Seetõttu ei ole elektrivoogude suurendamine omaette eesmärk. See on pigem võimalus elektrivoogude jaoks, mis on piiriülese kaubanduse vajalik tingimus ja hästi toimiva elektri siseturu põhielement.

Euroopa turg on üha enam piirkonnapõhine. See arenes algul loomulikul teel võrkude tegelikku olukorda jälgides. Piirkondade kindlaksmääramine ülekoormuse juhtimise muudetud suunistes ning elektrienergia piirkondlikke algatuste edasiarendamine ERGEGi poolt on piirkondlikule lähenemisele andnud ametliku staatuse. Piirkondlikku lähenemist tuleks pidada siiski üleeuroopalise turu saavutamise pragmaatiliseks vahendiks. Põhimõtteliselt ei ole ühtegi olulist põhjust, miks peaks elektrituru rakendamine piirkonniti tunduvalt erinema.

Ülekoormuse juhtimise muudetud suunised jõustusid 1. detsembril 2006. aastal. Põhivõrguettevõtjate vahelise hüvitusmehhanismi suunised ja tariifide ühtlustamise suunised on ettevalmistamisel ning need peaks vastu võetama 2007. aastal. Nende suunistega saavutatakse määrusega (EÜ) nr 1228/2003 ettenähtud eeskirjade täitmine, välja arvatud turvalisuse ja usaldusväärsuse eeskirjad. Vahepeal on saanud selgeks, et tuleb tegeleda mitmete probleemidega, mille jaoks määruses üksikasjalikke suuniseid ette nähtud ei ole. Alljärgnevas esialgses loetelus on ära toodud aktuaalsed piiriülese kaubandusega seotud küsimused, millest vaid mõned on määrusega täielikult reguleeritud. Enamikuga neist on mitmed ERGEGi algatused siiski juba tegelenud.

(1) Turvalisuse ja usaldusväärsuse eeskirjad: põhivõrguettevõtjate vahelised eeskirjad võrgu turvalise töö tagamiseks. Volitus suuniste vastuvõtmiseks on juba määruse (EÜ) nr 1228/2003 artikliga 8 ette nähtud.

(2) Ühenduseeskirjad: korraldavad põhivõrguettevõtjate ja nende klientide (tootjate, jaotusvõrguhaldurite ja suurte lõpptarbijate) vahelist suhet.

(3) Elektrienergiaga kauplemise eeskirjad: kauplemiskorra, ajakavade ja toodete, samuti mitu korda päevas toimuva kauplemise ühtlustamine.

(4) Läbipaistvuseeskirjad: turuosaliste vahelise andmevahetuse ja andmete avaldamise üksikasjalikud eeskirjad. Läbipaistvuseeskirju on ülekoormuse juhtimise muudetud suunistes juba käsitletud.

(5) Tasakaalustamise ja varuvõimsuse eeskirjad: eesmärk on tasakaalustava ja varuvõimsuse turgude edasine integratsioon. Piiriülest stabiliseerimist on ülekoormuse juhtimise muudetud suunistes juba käsitletud.

(6) Andmevahetuse ja arveldamise eeskirjad: eesmärk on jaemüügituru integreerimine piisavalt ühtlustatud andmevahetuse ja arveldamise eeskirjade kaudu.

(7) Investeerimisvalmiduse eeskirjad, mis hõlmavad ka asukohasignaale: nendega luuakse Euroopa raamistik tõhusate investeerimissignaalide sisseseadmiseks nii tootmis- kui võrguinvesteeringuteks.

Nende eeskirjade vajalikkust ja üksikasjalikkuse taset tuleb veel arutada ning vajaliku sisendi tagamiseks tuleb korraldada täiendavaid uuringuid. On siiski selge, et siseturu edasiseks integreerumiseks on vaja ühtseid eeskirju, nagu neid on üksikasjalikumalt kirjeldatud komisjoni teatises gaasi- ja elektri siseturu väljavaadete kohta. [12] Paljud neist eeskirjadest on juba olemas, kuid üksnes riiklikul või ettevõtete tasandil, mille täitmist jälgivad erineval määral reguleerivad asutused. Nende eeskirjade kokkusobimatus on turu integreerimisel võib-olla üheks suuremaks takistuseks. Gaasi- ja elektri siseturu väljavaateid käsitlevas teatises kirjeldatakse lähemalt, millist rolli peaksid reguleerivad asutused nende eeskirjade ettevalmistamisel, jõustamisel ja nende täitmise järelevalvel etendama ning kuidas peaksid selles protsessis osalema põhivõrguettevõtjad.

1. lisa: Euroopas kasutatavad ülekoormuse juhtimise meetodid (allikas ETSO aruanne: An Overview of Current Cross-border Congestion Management Methods in Europe, mai 2006)

Üks päev ette jaotamine (ajakohastatud jaanuaris 2007)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

2. lisa: Ülekandetariifide tase Euroopas

(allikas ETSO 2006. aasta aruanne: ETSO Overview of transmission tariffs in Europe: Synthesis 2005)

(...PICT...)

(...PICT...)

[1] ELT L 176, 15.7.2003, lk 1.

[2] 2006/770/EÜ: Komisjoni 9. novembri 2006. aasta otsus, millega muudetakse piiriüleses elektrikaubanduses võrkudele juurdepääsu tingimusi käsitleva määruse (EÜ) nr 1228/2003 lisa, ELT L 312, 11.11.2006, lk 59–65.

[3] Allikad: UCTE, Nordel, DTi, Läänemeremaade põhivõrguettevõtjad.

[4] Määruse (EÜ) nr 1/2003 artikli põhjal 17 Euroopa gaasi- ja elektrisektorit käsitlev uurimine, KOM(2006) 851, vt B osa, II peatükk, artikkel 3: Turu integratsioon.

[5] Vereniging voor Energie, Milieu en Water and Others v Directeur van de Dienst uitvoering en toezicht energie, ELT C 182, 23.7.2005, lk 2.

[6] Määruse (EÜ) nr 1/2003 artikli 17 põhjal Euroopa gaasi- ja elektrisektorit käsitlev uurimine, KOM(2006) 851, vt b osa, II peatükk, artikkel 3, Turu integratsioon, vt b osa, II peatükk, artikli 3 lõike 5 punkt 3.

[7] Andmed on saadud riigihangete ametite veebilehtedelt. Iga ühenduse kogutav renditulu tuleb jagada asjaomaste põhivõrguettevõtjate vahel võrdselt.

[8] Nordel.

[9] Piisav tootmisvõimsus, hinnang ühtsetele Euroopa energiasüsteemidele 2008–2015 (Generation adequacy, an assessment of the interconnected European power systems 2008-2015), mai 2006, ETSO.

[10] ELT L 175, 15.7.2003, lk 37.

[11] ELT L 33, 4.2.2006, lk 22.

[12] Gaasi- ja elektri siseturu väljavaated, KOM(2006) 841.

--------------------------------------------------