EUROPESE COMMISSIE Brussel, 15.7.2015 COM(2015) 340 final MEDEDELING VAN DE COMMISSIE AAN HET EUROPEES PARLEMENT, DE RAAD, HET EUROPEES ECONOMISCH EN SOCIAAL COMITÉ EN HET COMITÉ VAN DE REGIO'S Startsein voor een openbare raadpleging over de nieuwe opzet van de elektriciteitsmarkt {SWD(2015) 142 final}



1.Een visie voor de transitie van het elektriciteitsstelsel De ontwikkeling van een schokbestendige energie-unie met een toekomstgericht klimaatbeleid is een van de strategische doelstellingen van de politieke richtsnoeren van de Commissie Juncker. Dit streven werd bevestigd in het werkprogramma van de Commissie voor 2015 en het werd nader uitgewerkt in de kaderstrategie voor een schokbestendige energie-unie met een toekomstgericht beleid inzake klimaatverandering; de kaderstrategie heeft als doel om de voorwaarden te scheppen voor betrouwbare en betaalbare energie voor iedereen, om het beginsel "voorrang voor energie-efficiëntie" toe te passen en om van de Europese Unie de wereldleider op het gebied van hernieuwbare energie te maken. Om deze doelstellingen te verwezenlijken, is een grondige transformatie van het Europees energiestelsel vereist; het vergt onder andere een herziening van de Europese elektriciteitsmarkt, het bieden van grotere voorspelbaarheid, het koppelen van de groothandel en de detailhandel en het aantrekken van meer investeringen. Dit zal bijdragen aan de verwezenlijking van een "New Deal" voor Europese consumenten die wordt omschreven in de begeleidende mededeling COM(2015) 339. Het Europese elektriciteitslandschap ondergaat een periode van ingrijpende veranderingen. Sinds de vaststelling van het Derde pakket betreffende de interne markt voor energie hebben beslissingen op het terrein van het elektriciteitsbeleid concurrentie en toenemende grensoverschrijdende elektriciteitsstromen mogelijk gemaakt. Op de groothandelsmarkten is er steeds meer eerlijke en open concurrentie, en ook op het niveau van de detailhandel groeit de concurrentie, zij het nog steeds onvoldoende. Dankzij de invoering van zogenaamde "marktkoppeling" en "stroomgebaseerde" capaciteitstoewijzing kan elektriciteit in heel Europa efficiënter worden verhandeld. Tegelijkertijd is elektriciteit uit hernieuwbare bronnen dankzij de richtlijn hernieuwbare energiebronnen en de inspanningen van de lidstaten uitgegroeid tot een van de belangrijkste elektriciteitsbronnen, waardoor een overgang naar een koolstofarm energiestelsel wordt ingeluid. Dit zijn allemaal elementen van een energiestelsel dat op de toekomst is gericht, maar nog steeds staat Europa voor aanzienlijke uitdagingen om haar energielandschap geschikt te maken voor het beoogde doel. Om deze veranderingen te door te voeren en er ten volle van te profiteren moeten we opnieuw onderzoeken hoe het Europese elektriciteitsstelsel en de Europese elektriciteitsmarkten zijn georganiseerd en worden gereguleerd. Het bestaande marktconcept dateert uit een tijd waarin grote gecentraliseerde elektriciteitscentrales, grotendeels gevoed door fossiele brandstoffen, als voornaamste doel hadden om elk huis en elk bedrijf in een beperkt gebied — doorgaans een lidstaat — van zoveel stroom te voorzien als zij wensten, en waarin consumenten — huishoudens, bedrijven en de industrie — als passief werden beschouwd. Door de huidige overgang naar gedecentraliseerde energieproductie komen er meer spelers op de markt en wijzigen de bestaande rollen. De elektriciteitsmarkt moet zich aanpassen aan deze nieuwe realiteit; zij moet alle marktdeelnemers volledig integreren — met inbegrip van, dienstverleners, een flexibele vraag en hernieuwbare energie. Een concreet voorbeeld hiervan is de flexibiliteit waarmee de industriële consumenten aan de markt deelnemen en rechtstreeks van de toegenomen concurrentie profiteren. Er is een doeltreffend regelgevend en governancekader voor nodig, zodat de noodzaak voor ingrijpen, bijvoorbeeld door capaciteitsmechanismen, minder wordt. Een goed functionerende Europese markt moet ervoor zorgen dat elektriciteit naar de plaatsen kan stromen waar het het meest nodig, gewenst en gewaardeerd is, dat er maximaal voordeel kan worden gehaald uit grensoverschrijdende concurrentie en dat de juiste signalen en prikkels worden afgegeven om de juiste investeringen te stimuleren. Ook moet zij ervoor zorgen dat elektriciteit wordt verzonden op basis van marktsignalen. Dit is momenteel niet altijd het geval: hoewel marktkoppeling — waar dit wordt gedaan — tot grotere correlatie tussen de groothandelsprijzen heeft geleid, blijven de verschillen in absolute prijsniveaus aanzienlijk, ook in aangrenzende markten, en nemen de prijsverschillen niet af. Daarnaast zijn er verdere inspanningen nodig om ervoor te zorgen dat voldoende interconnectiecapaciteit tussen de netwerken een realiteit wordt en dat de langetermijnstabiliteit voor investeringen in de algehele energiesector wordt bevorderd. De doelstellingen voor 2030, zoals overeengekomen door de Europese Raad van oktober 2014 — ten minste 40 % reductie in de uitstoot van broeikasgassen, een aandeel van hernieuwbare energiebronnen in het EU-energieverbruik van ten minste 27 % en een verbetering van de energie-efficiëntie van 27 % — getuigen van een hoog ambitieniveau. Dit betekent dat wijzigingen in het elektriciteitsstelsel ten gunste van het koolstofvrij maken van de economie moeten worden voortgezet en geïntensiveerd. Om de energie- en klimaatdoelstellingen van de Europese Unie voor 2030 te bereiken, zal het aandeel hernieuwbare energie naar verwachting oplopen tot 50 % van alle geproduceerde elektriciteit. De markten zijn vandaag de dag niet soepel genoeg, zowel aan de aanbodzijde als aan de vraagzijde, om zich aan de groei van het aandeel hernieuwbare energie op de markt aan te passen. De nieuwe marktordening moet er daarom voor zorgen dat de energiemarkten deze overgang volledig en tegen minimale kosten kunnen ondersteunen. Dit kan worden bereikt door de resterende belemmeringen voor hernieuwbare energie te weg te nemen en ervoor te zorgen dat de markt de juiste signalen afgeeft voor voldoende investeringen in de flexibele capaciteit die nodig is om tegemoet te komen aan het steeds grotere aandeel van variabele hernieuwbare energiebronnen in het systeem. Voor een succesvolle en kosteneffectieve integratie van hernieuwbare energiebronnen zijn goed functionerende kortetermijnelektriciteitsmarkten — d.w.z. vanaf de dag voorafgaand aan de levering van de elektriciteit tot het moment van consumptie — die volledige toegang tot flexibele technologieën bieden, noodzakelijk. Het potentieel van energie-efficiëntie wordt meegewogen in alle besluitvorming in verband met de ontwikkeling van de energie-unie (die nadruk legt op het beginsel "voorrang voor energie-efficiëntie"). Niettemin zal de vraag naar elektriciteit naar verwachting toenemen wanneer consumenten van andere energiebronnen op elektriciteit overschakelen. Bij een herziening van de marktordening moeten daarom voorwaarden worden gecreëerd die het energieverbruik in de EU verder helpen verlagen en tegelijkertijd de kostenefficiënte integratie van nieuwe vormen flexibele vraag in de markt mogelijk maken. Bovendien bieden nieuwe ontsluitende technologieën, zoals slimme energienetten, slimme bemetering, slimme huizen ("smart-home"), zelfopwekking en opslagapparatuur, burgers zelf controle over de energietransitie doordat zij nieuwe technologieën zelf kunnen gebruiken en zo hun energierekeningen kunnen verlagen en actief aan de markt kunnen deelnemen. De markt moet die bevorderen. De marktordening van de EU moet ervoor zorgen dat door innoverende bedrijven en betrouwbare bemiddelaars in heel Europa in de energiebehoefte van kleine en grote consumenten kan worden voorzien. Zij moeten de door nieuwe technologie geboden mogelijkheden en de aandacht voor consumenten gebruiken om nieuwe producten en diensten te ontwikkelen en te introduceren. Dit zal bijdragen aan het realiseren van de new deal voor consumenten die de verschillende onderdelen van de strategie voor de Energie-unie combineert: het scheppen van banen op het terrein van onderzoek en energie-efficiëntie voorop stellen in ons beleid. Ons doel is om hernieuwbare energiebronnen volledig in het elektriciteitsstelsel te integreren door ervoor te zorgen dat markten geschikt zijn voor hernieuwbare energiebronnen en ernaar te streven het aandeel ervan in de elektriciteitsmarkten even groot te maken als stroom die op conventionele wijze is opgewekt. Dit betekent dat er een nieuw kader moet worden ontwikkeld dat marktregelingen biedt die: geschikt zijn voor een onderling verbonden, EU-brede elektriciteitsmarkt die duidelijke prijssignalen afgeeft voor nieuwe investeringen en de verdere ontwikkeling van hernieuwbare energie bevordert;

regionale samenwerking en coördinatie op het gebied van energiebeleid bevorderen; samenwerking bij de ontwikkeling van hernieuwbare energie, met inbegrip van steunregelingen, mogelijk maken; een echt Europese dimensie leveren aan de zekerheid van de elektriciteitsvoorziening. Dit initiatief is een van de voornaamste actiepunten van de strategie voor de energie-unie. Het is samen met de Mededeling over een new deal voor energieconsumenten vastgesteld om het speerpunt van het toekomstige energiestelsel te vormen en het eerste resultaat te worden van de herziene richtlijn inzake energie-etikettering. 2.Uitvoering van de nieuwe elektriciteitsmarkt voor de Europese Unie 2.1.De markt zijn werk laten doen Een volledig functionerende Europese elektriciteitsmarkt is de beste manier om ervoor te zorgen dat elektriciteit te allen tijde op de meest kostenefficiënte manier aan de consument kan worden geleverd. 2.1.1.De instelling van grensoverschrijdende kortetermijnmarkten Elektriciteit is niet op ieder tijdstip en op iedere plaats waar het wordt geproduceerd en geconsumeerd, evenveel waard. De prijzen moeten hier rekening mee houden, zodat er correcte en zinvolle productie- en investeringssignalen worden afgegeven. Dit betekent onvermijdelijk dat de prijzen hoog kunnen zijn wanneer de productie schaars is, waardoor de vraagrespons een impuls kan krijgen. Korttermijnmarkten, met name intraday- en balanceringsmarkten, moeten bij de inrichting van een efficiënte elektriciteitsmarkt centraal staan. Zij moeten worden ontworpen met het energiestelsel van de toekomst in gedachten: een system met grootschalige grensoverschrijdende stromen en met een grote productie van variabele hernieuwbare energie. In veel lidstaten kan de marktwerking aanzienlijk worden verbeterd door de invoering van marktkoppeling, een verbetering van grensoverschrijdende stromen en een versterking van de intradayhandel en van de vraagrespons. Beperkingen op de prijsstelling moeten worden weggenomen, intraday-levertijden en intraday-handelsintervallen moeten worden verkort en gate-sluitingstijden moeten dichter bij realtime worden gebracht. Door de snelle groei van variabele hernieuwbare energiebronnen is het moeilijker geworden om het net veilig te exploiteren; zowel de vraagzijde als conventionele centrales moeten in staat worden gesteld en gestimuleerd om flexibeler op deze uitdaging te reageren. Het integreren van opslag in de elektriciteitsmarkt zou de nodige flexibiliteit verder vergroten: elektriciteit moet worden opgeslagen wanneer er een overschot is en de prijzen laag zijn en moet worden vrijgegeven wanneer productie schaars is en de prijzen hoog zijn om variabele energieproductie uit te vlakken. Daartoe moet bovenal een EU-breed grensoverschrijdend intradayhandelssysteem worden ingevoerd, zoals reeds succesvol werd gedaan voor day-ahead trading. Om doelmatiger en efficiënter zijn, moeten balanceringsmarkten grotere gebieden bestrijken dan vandaag. Dit zal de behoefte aan het opwekken van back-upenergie verminderen en het voor het Europese energiestelsel mogelijk maken om het potentieel van hernieuwbare energiebronnen ten volle te benutten. Dit moet worden aangevuld met gemeenschappelijke benaderingen voor het beheren van overbelasting van het netwerk. Er moet een beperkt aantal ruimere balanceringsregio’s in een Europees perspectief worden vastgesteld, en wel aan de hand van de behoeften van het netwerk en niet van de nationale grenzen. Evenzo moeten groothandelsprijszones ook aantonen wanneer er transmissiecapaciteit is en niet slechts de grenzen van de lidstaten volgen. 2.1.2.Langetermijnmarkten bevorderen om investeringen aan te moedigen

Vanuit een investeringsperspectief zijn langetermijnprijssignalen net zo belangrijk als goed functionerende korte termijnmarkten. Een ander belangrijk investeringssignaal in verband met het koolstofvrij maken van de economie is de hervormde Europese koolstofmarkt, met een goed functionerende marktstabiliteitsreserve en verdere maatregelen die in het herzieningsvoorstel van het emissiehandelssysteem, dat tegelijkertijd met deze mededeling werd goedgekeurd, is vastgesteld. We moeten ervoor zorgen dat deze markten voor alle marktdeelnemers ook daadwerkelijk open zijn. Conventionele producenten, flexibele vraag, technologieën voor energieopslag, hernieuwbare energie, nieuwe leveranciers van energiediensten en niet alleen de gevestigde exploitanten hebben behoefte aan effectieve toegang tot de langetermijnmarkten die signalen afgeven welke investeringen op lange termijn economisch zinvol zijn en waar zij moet worden geplaatst. Op sommige markten heeft de grootschalige verschuiving naar kapitaalintensieve elektriciteitsproductie uit wind- en zonne-energie met marginale kosten van bijna nul tot lange perioden van lage spotprijzen geleid en bij de opwekking van conventionele stroom tot een verlaging van het aantal bedrijfsuren. In dergelijke omstandigheden is het essentieel dat de elektriciteitsmarkten de juiste prijssignalen voor investeringen in toereikende capaciteit afgeven; daarom moet het mogelijk zijn dat prijzen tijdens pieken in de vraag de schaarste weerspiegelen en dat investeerders erop vertrouwen kunnen vertrouwen dat overeenkomstige langetermijnprijssignalen worden afgegeven. Wanneer de groothandelsprijzen bij een stijgende vraag of schaarse productie stijgen, heeft dat niet noodzakelijkerwijs hogere of volatielere marktprijzen voor de klanten tot gevolg. Op goed functionerende markten zullen leveranciers en producenten prijsschommelingen op de spotmarkten kunnen opvangen, waar producenten aan leveranciers en consumenten verzekeringen kunnen verkopen ter bescherming tegen de gevolgen van prijsschommelingen, en de signalen voor de langetermijninvesteringen kunnen verbeteren. Marktdeelnemers — waaronder hernieuwbare-energieproducenten — moeten de mogelijkheid hebben om zich tegen het risico van prijsschommelingen en volumerisico's te verzekeren, zodat zij in plaats van de onzekerheden die prijspieken meebrengen, op een gegarandeerd inkomen kunnen rekenen. Daarom is het van essentieel belang om prijsschommelingen op de kortetermijnmarkten aan de langetermijnmarkten te koppelen. Langlopende contracten tussen marktdeelnemers kunnen het beleggingsrisico voor de in de elektriciteitssector benodigde kapitaalintensieve investeringen verminderen en zo de toegang tot kapitaal tegen redelijke kosten vergemakkelijken, met name voor koolstofarme technologieën. Het is daarom van belang dat het aanbod van geschikte langetermijnproducten wordt bevorderd en vast te stellen of er belemmeringen bestaan die aan voordelige langlopende contracten in de weg te staan. Bij het afsluiten van langetermijncontracten op energiebeurzen verlangen partijen vaak garanties. Aangezien dergelijke garanties kostbaar kunnen zijn, moeten er manieren worden onderzocht om de hieraan verbonden kosten te verminderen en daarbij het tegenpartijrisico te beperken. 2.1.3.Infrastructuur voor een goed functionerende markt Een goed onderling verbonden Europees energienet is voor de energiezekerheid van Europa en voor grotere concurrentie op de interne markt met sterker concurrerende prijzen van essentieel belang. Ook is het heel belangrijk voor het afgeven van de juiste signalen voor investeringen in de energie- en klimaatdoelstellingen inzake het koolstofvrij maken van de economie waartoe de Europese Unie zich heeft verbonden. Het voltooien van de ontbrekende infrastructuurverbindingen waar dit voor een volledig geïntegreerde interne markt nog nodig is, alsook het mobiliseren van de hiervoor benodigde investeringen, is daarom één van de belangrijkste prioriteiten bij de uitvoering van de strategie voor de energie-unie. De projecten van gemeenschappelijk belang (PGB’s) vormen het belangrijkste instrument voor de fysieke integratie van de nationale energiemarkten en om hun energiebronnen te diversifiëren. Veel van de voorgestelde infrastructuurverbindingen zullen een sleutelrol spelen bij het omgaan met de fluctuerende beschikbaarheid van hernieuwbare energiebronnen tussen landen als Noorwegen en het Verenigd Koninkrijk, Frankrijk en Spanje, en Noorwegen, Nederland en Duitsland. Met het Europees Fonds voor strategische investeringen, dat door de bestaande middelen uit "Connecting Europe" wordt aangevuld, zouden ook energieprojecten, met inbegrip van energie-infrastructuur, ondersteund kunnen worden. Daarnaast zal het Europees investeringsadviescentrum publieke en particuliere promotoren expertise en technische bijstand bieden bij de opzet en structuur van financieel solide investeringsprojecten. 2.2.Aanpassing van de marktstructuur aan hernieuwbare energiebronnen en aanpassing van steunregelingen aan de markten Om het streven om van de Europese Unie de wereldleider in hernieuwbare energie te maken te bereiken, moet een klimaat worden geschept waarin hiervoor de noodzakelijke investeringen aangetrokken kunnen worden. Goedkope financiering voor kapitaalintensieve hernieuwbare-energieproductie is afhankelijk van een stabiel wetgevingskader dat de regelgevingslasten en risico's minimaliseert.

2.2.1.Een op hernieuwbare energie ingestelde markt Bij beslissingen om te investeren in hernieuwbare energie moet rekening worden gehouden met de natuurlijke mogelijkheden van de geografische ligging, de netwerkbeschikbaarheid, aanvaarding door het publiek en de plaats van consumptie, alsook met administratieve en investeringsvoorwaarden, met inbegrip van belastingen en heffingen. Al deze factoren zijn van invloed op de productiekosten. Een goed functionerende markt met duidelijk vastgestelde prijszones zal dus goed kunnen aangeven waar en wanneer elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen moet worden opgewekt. Tegelijkertijd zijn voor een succesvolle integratie van de elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energie flexibele markten vereist, die een breder spectrum van spelers, zowel aan de vraag- als aan de aanbodzijde omvat. De creatie van liquide en beter geïntegreerde kortetermijnmarkten zal de flexibiliteit helpen vergroten en de producenten van hernieuwbare energie in staat stellen om op gelijke voet met producenten van conventionele energie te concurreren. Ook moeten markten voor het beheer van volumerisico's worden aangemoedigd. Evenzo zullen zowel de verbetering van interconnecties als het mogelijk maken van een vraagrespons verder bijdragen tot de flexibiliteit die nodig is om hernieuwbare energie in de markt te integreren. Consumenten zijn momenteel echter niet voldoende gemotiveerd om hun consumptiepatroon aan de veranderende situatie aan te passen. Daarnaast verhinderen regelgevende belemmeringen en discriminerende regels dat klanten of namens hen optredende aggregatoren gebruikmaken van de vraagrespons (waaronder opslagbeheer) of op gelijke voet met de producenten aan de elektriciteitsmarkt deelnemen.



Flexibelere markten zullen producenten van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen in staat stellen om ten volle aan de markt deel te nemen, wat onder meer door een evenwichtig portfolio tot uitdruk komt. Ook moeten zij in staat worden gesteld om aan de verdere flexibiliteit van het systeem bij te dragen. Bestaande bepalingen die voor bijzondere manieren van elektriciteitsproductie uitzonderingen maken op de gangbare marktregels, moeten worden herzien. 2.2.2.Bevordering van op de markt afgestemde hernieuwbare energiebronnen Samen met een versterkt emissiehandelssysteem is een dergelijke markthervorming een essentiële stap om de voorwaarden te scheppen voor investeringen in nieuwe, door de markt bepaalde capaciteiten op het terrein van hernieuwbare energie. In de tussentijd moet de productie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen worden ondersteund, indien nodig — en in overeenstemming met de richtsnoeren staatssteun — via marktconforme regelingen die een oplossing bieden voor marktfalen, kosteneffectief zijn en overcompensatie en marktverstoring vermijden. Steunregelingen voor hernieuwbare energie worden bijna altijd op nationaal niveau ontworpen. Een beter gecoördineerde regionale aanpak van hernieuwbare energie — met inbegrip van steunregelingen — kan aanzienlijke voordelen opleveren, onder meer door de kostenefficiënte ontwikkeling van hernieuwbare elektriciteitsproductie in optimale geografische locaties. Dat zou de markt voor hernieuwbare energiebronnen vergroten, de integratie ervan vergemakkelijken en het meest efficiënte gebruik bevorderen. Hoewel de lidstaten zich steeds meer openstellen voor nauwere regionale samenwerking, blijven er praktische moeilijkheden bestaan. Met een concreet kader voor grensoverschrijdende deelname aan steunregelingen kunnen deze praktische problemen worden aangepakt. 2.3.De groothandels- en detailhandelsmarkten koppelen om energieconsumenten een "new deal" te bieden De integratie van de interne markt moet zich niet beperken tot de groothandel. Om het volledige potentieel van de interne Europese energiemarkt te verwezenlijken, moet de elektriciteitsdetailhandel consumenten — huishoudens, bedrijven en de industrie — de mogelijkheid bieden om actief deel te nemen in de energietransitie van de Europese Unie. Dit moet een van de doelstellingen van de nieuwe marktordening zijn; daarvoor is een fundamentele verandering van de rol van de consument op de elektriciteitsmarkt nodig. Vandaag de dag bestaan er nog veel belemmeringen voor volledige deelname van de consument in de energiemarkt. Er is een gebrek aan passende voorlichting over kosten en consumptie en aanbiedingen is niet transparant genoeg. Daarom is er op veel detailhandelmarkten te weinig concurrentie. Afgezien daarvan zijn de markten voor energiediensten voor huishoudens nog steeds onvoldoende ontwikkeld. Het zou niet moeilijk of tijdrovend hoeven te zijn om als consument actief aan de energiemarkt deel te nemen. De technologieën om volwaardige deelnemers in de energietransitie te worden, zijn voorhanden. Regelgevende ingrepen zoals maximumprijzen, prijsregulering, verstorende belastingen en andere overheidsmaatregelen leiden ertoe dat de prijzen consumenten geen stimulansen bieden om actief aan de markt deel te nemen. Zo blijft het potentieel voor een optimale vraagrespons onbenut. Noch huishoudens of bedrijven noch de industrie worden momenteel dus voldoende gestimuleerd om aan de elektriciteitsmarkdeel te nemen. Het komt dus op passende prijssignalen aan. Dit betekent onder meer dat de groothandelmarkten beter aan de detailhandelmarkten moeten worden gekoppeld, vooral door eindgebruikers prijzen te bieden die de verschillen in groothandelsprijzen weerspiegelen. Bovendien moeten de netwerktarieven zodanig zijn ontworpen dat zij enerzijds een eerlijke bijdrage aan de netwerkkosten garanderen maar anderzijds niet in de weg staan aan de vraagrespons.

Daarnaast verhinderen andere regelgevende belemmeringen en discriminerende regels dat klanten of namens hen optredende aggregatoren voor de mogelijkheid van een vraagrespons (waaronder opslagbeheer) kiezen of op gelijke voet met de producenten aan de elektriciteitsmarkt deelnemen. Het meest voor de hand liggende voorbeeld hiervan zijn gereguleerde prijzen waardoor marktprijssignalen de eindverbruiker niet bereiken. Verder bevorderen marktregels niet altijd de deelname van aggregatoren. Een gemeenschappelijke aanpak bij het ontwikkelen van een marktordening die een vraagrespons mogelijk maakt en die op gelijke voet met producenten kan concurreren, kan wenselijk zijn.



VRAGEN 1)Zouden prijzen die de daadwerkelijk schaarste van het aanbod (qua tijd en plaats) weerspiegelen een belangrijk element van de toekomstige marktordening zijn? Zijn er dan eveneens prijzen nodig die de schaarste van de beschikbare transmissiecapaciteit weerspiegelen? 2)Welke kansen en moeilijkheden kunnen er voortkomen uit prijzen die de daadwerkelijke schaarste weergeven? Hoe kunnen we die moeilijkheden aanpakken? Zouden dergelijke prijzen capaciteitsmechanismen overbodig kunnen maken? 3)De voortgang bij de afstemming van gefragmenteerde balanceringsmarkten is nog traag; moet de EU proberen het proces te versnellen, indien nodig door middel van juridische maatregelen? 4)Wat kan er worden gedaan om het EU-brede platform voor intradayhandel waarover een overeenkomst is bereikt, in de praktijk te realiseren? 5)Zijn er langlopende contracten tussen producenten en consumenten nodig om investeringszekerheid voor nieuwe productiecapaciteit te bieden? Welke eventuele belemmeringen staan de opkomst van dergelijke langetermijnproducten ter dekking van risico's in de weg? Is er bij het inrichten van markten voor langlopende contracten een rol weggelegd voor de publieke sector? 6)In hoeverre leiden de verschillen in belastingen en heffingen op elektriciteit in verschillende lidstaten volgens u tot verstoringen wat efficiënte investeringen betreft of in hoeverre belemmeren zij de vrije energiestroom? 7)Wat moet worden ondernomen om investeringen in hernieuwbare energie beter op marktsignalen af te stemmen? 8)Welke eventuele belemmeringen staan er volgens u in de weg aan de volledige integratie van producenten van hernieuwbare energie in de markt, waaronder balanceringsmarkten en intradaymarkten alsook met betrekking tot inzet op basis van de merit order? 9)Moeten de lidstaten hun steunregelingen voor hernieuwbare energie beter coördineren? Wat zijn de grootste hindernissen voor regionale steunregelingen en hoe kunnen deze worden weggenomen (bv. door middel van wetgeving)? 10)Waar liggen volgens u de belangrijkste hindernissen die moeten worden aangepakt om een impuls aan de vraagrespons te geven (bijv. onvoldoende flexibele prijzen, (wettelijke) obstakels voor aggregatoren/klanten, geen toegang tot slimmewoningtechnologieën, geen verplichting om eindgebruikers de mogelijkheid te bieden om deel te nemen aan de balanceringsmarkt via een vraagresponsregeling, enz.)? 3.Meer regionale samenwerking in een geïntegreerd elektriciteitsstelsel Voor de veilige en kosteneffectieve ontwikkeling en het beheer van het elektriciteitsstelsel is meer coördinatie en samenwerking tussen alle actoren op de interne energiemarkt nodig. In sommige gevallen moet daarom niet nationaal, maar regionaal of Europees worden gedacht. 3.1.Regionale coördinatie van nationaal beleid

In een goed functionerende interne energiemarkt moeten de lidstaten bij de ontwikkeling van hun energiebeleid met hun buurlanden samenwerken en hun activiteit met die buurlanden coördineren. Evenzo moet worden gewaarborgd dat alle regionale initiatieven op een samenhangende manier verder worden ontwikkelend en tot een volledig geïntegreerde energiemarkt leiden. Wanneer de nationale stelsels gefragmenteerd zijn, moet regionale samenwerking, daar waar die nodig is, een wezenlijk onderdeel worden van doeltreffende samenwerking in het kader van de energie-unie en een eerste stap zijn richting EU-brede harmonisatie. De regionale samenwerking tussen de lidstaten zal van essentieel belang zijn om de verwezenlijking van de op EU-niveau overeengekomen doelstellingen op een meer kostenefficiënte wijze te bereiken (bv. beter gebruik maken van samenwerkingsmechanismen om de doelstelling inzake hernieuwbare energiebronnen te bereiken), de integratie van de interne energiemarkt te bevorderen en de energiezekerheid te vergroten. Voorbeelden van politieke samenwerking op energiegebied zijn onder meer het Pentalateraal Forum, het North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative (NSCOGI), het „Baltic Energy Market Interconnection Plan (BEMIP) ( http://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/baltic-energy-market-interconnection-plan ), de nieuwe interconnectiviteitgroep in Zuidwest-Europa ( https://ec.europa.eu/energy/en/news/high-level-group-energy-infrastructure-south-west-europe-created ) of de connectiviteitgroep voor gas in Centraal- en Zuidoost-Europa ( https://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/central-and-south-eastern-europe-gas-connectivity ) zijn stappen in de goede richting. Regionale samenwerking moet niet beperkt blijven tot de lidstaten van de EU of stoppen aan de grenzen van de EU. Wanneer buurlanden zoals de verdragsluitende partijen van de Energiegemeenschap zich bij het derde energiepakket aansluiten, zullen de voordelen van de interne markt verdergaan dan de EU alleen. Binnen regionale fora moet ook worden gekeken naar de intrinsieke risico’s van al te grote afhankelijkheid van derde landen die ervoor kiezen om de internemarktwetgeving van de EU niet toe te passen. Een versterking van de regionale samenwerking biedt unieke kansen om op weg naar een geïntegreerde markt snellere en meer kosteneffectieve vooruitgang te boeken. 3.2.Verbetering van interconnecties Gelet op de eenduidige voordelen van betere interconnecties heeft de Commissie als onderdeel van het pakket Energie-Unie een gedetailleerde strategie gepresenteerd over de manier waarop het streefcijfer van 10 % voor de interconnectie van elektriciteit kan worden bereikt. Voor 2016 plant zij een mededeling over hoe de verdergaande doelstelling om het interconnectieniveau tot 15 % te verhogen — zoals door de Europese Raad is gevraagd — kan worden bereikt. De interconnectiecapaciteit tussen verschillende landen is nog steeds betrekkelijk laag en ontoereikend voor de verwachte elektriciteitsstromen. De door de Verordening betreffende richtsnoeren voor de trans-Europese energie-infrastructuur geïntroduceerde projecten van gemeenschappelijk belang zijn van essentieel belang voor de fysieke integratie van de nationale energiemarkten en om hun energiebronnen te diversifiëren. De Baltische staten maken bijvoorbeeld nog geen deel uit van de synchrone zone Continentaal Europa. Ook is beleid overeengekomen dat regionale samenwerking ter bevordering van interconnectiviteit moet worden vergroot, met name in de Baltische landen, op het Iberisch schiereiland, in de noordelijke zeeën en in Midden- en Zuidoost-Europa. Verdere koppelingen met naburige regio’s, zoals het zuidelijke Middellandse Zeegebied en de Westelijke Balkan, moeten eveneens worden overwogen. Voor het beheer van het stelsel en om vast te stellen waar nieuwe interconnecties nodig zijn, is een voor de transmissiesysteembeheerders betrouwbare prijsvorming op de spot- en groothandelsmarkten vereist. Momenteel zijn de inkomsten uit congestieheffingen — inkomsten uit het vervoer van elektriciteit van gebieden met lage prijzen naar gebieden waar de prijzen hoger liggen — vaak omvangrijk maar worden zij zelden gebruikt voor de opbouw en versterking van interconnecties. Dit moet veranderen en deze middelen; zo zouden deze inkomsten doeltreffend kunnen worden gebruikt bij de opbouw van de Europese elektriciteitsstelsel. 3.3.Samenwerking tussen netbeheerders In een dergelijk geïntegreerd elektriciteitsnet moeten operationele planning en besluitvorming te allen tijde op elkaar aansluiten. Regionale samenwerking en regionale besluitvorming zijn met name van essentieel belang voor de veilige exploitatie van het net. De oprichting van regionale operationele centra zal ertoe bijdragen dat grensoverschrijdende elektriciteitsstromen in de transmissiesystemen doeltreffend gepland en beheerd kunnen worden, ook in real time. De bestaande regionale initiatieven voor veiligheidssamenwerking zijn belangrijke eerste stappen richting verdere regionale coördinatie en integratie van de netexploitatie. Zij moeten geleidelijk besluitvormingsbevoegdheden krijgen en zouden uiteindelijk de weg kunnen vrijmaken voor pan-Europese coördinatie van de netexploitatie. Het Europees netwerk van transmissiesysteembeheerders voor elektriciteit (ENTSO-E) speelt momenteel een belangrijke rol bij de coördinatie tussen transmissiesysteembeheerders (TSB’s) en het ontwikkelen van netwerkcodes. De behoefte aan meer coördinatie tussen transmissiesysteembeheerders kan — naast de oprichting van regionale operationele centra — een solidere ENTSO-E vereisen. Hierdoor zouden ook wijzigingen in de governancestructuur van het ENTSO-E noodzakelijk kunnen worden alsook in de bijdrage van ervan aan het effectieve beheer van de energie-unie. In het licht van de toegenomen integratie van Europese transmissiesystemen moeten de mogelijkheden van TSB’s om inkomsten te generen wellicht ook worden herzien (tarieven, congestieheffingen en een vergoedingsmechanisme tussen transmissienetbeheerders), zodat alle transmissiesysteembeheerders dezelfde stimulansen worden geboden. Uitbouw van het net en optimaal netwerkbeheer zijn ook nodig op distributieniveau nodig, aangezien distributienetten van groot belang zijn voor de integratie van gedecentraliseerde, lokaal geproduceerde hernieuwbare energie. Er moeten nieuwe procedures worden ingevoerd om distributiesysteembeheerders (DSB’s) te stimuleren om van lokale flexibiliteit gebruik te maken en op kostenefficiënte wijze aan deze nieuwe uitdagingen het hoofd te kunnen bieden. In verband hiermee moet de rol van de DSB’s opnieuw worden bezien. Zij moeten neutrale marktfaciliteerders zijn die de ontwikkeling van marktgeoriënteerde diensten voor de consument door derde partijen mogelijk maken. Dit is met name het geval wanneer DSB's bevoegdheden op het vlak van slimme bemetering en gegevensbehandeling krijgen. Ongeacht of deze bevoegdheid nu aan DSB's of aan andere dienstverleners wordt toebedeeld, moeten vraagstukken in verband met de eigendom van gegevens en de beveiliging van gegevens tegen cyberaanvallen op een bevredigende manier worden opgelost. Het kan ook zinvol zijn om te na te gaan of DSB's voldoende bij de regelgevende instanties van de EU en het beheer van de energie-unie worden betrokken. Voorts moeten netwerktarieven zodanig worden ontworpen, dat zij aanzetten tot efficiënt gebruik van het netwerk en een billijke bijdrage aan de netwerkkosten waarborgen, waarbij zij de vraagrespons niet moeten ontmoedigen. Een intelligenter elektriciteitsnet — van hoogspanning tot en met individuele huishoudens — kan helpen om beter op een meer kosteneffectieve wijze om te gaan met variabele en gedecentraliseerde elektriciteitsproductie. Ook kan het ervoor zorgen dat nieuwe tracés, interconnectoren of capaciteitsmechanismen (nog) niet nodig zijn. Nauwere samenwerking tussen DSB's en TSB's over vraagstukken in verband met netwerkplanning en operationele aspecten zijn dan ook van het grootste belang en moet worden voortgezet. 3.4.Aanpassing van het regelgevingskader aan geïntegreerde markten

Een geïntegreerd elektriciteitsnet en de daarmee samenhangende handelsregels vergen een passend regelgevend toezicht. Een grotere rol voor het Agentschap voor de samenwerking van energieregulators (ACER) om op de doeltreffende werking van de geïntegreerde markten en grensoverschrijdende infrastructuur toe te zien, is een logisch gevolg van de marktintegratie. Momenteel doet het ACER hoofdzakelijk aanbevelingen en brengt het adviezen uit; het heeft zeer beperkte bevoegdheden. Gelet op de grotere samenwerking van netbeheerders moeten de bevoegdheden en de onafhankelijkheid van het ACER wellicht worden versterkt, zodat het indien nodig zijn regelgevende taken op Europees niveau kan vervullen. Het ACER kan dan bemiddelen in geschillen op regionaal en EU-niveau. De versterking van de bevoegdheden van het ACER kan betekenen dat het agentschap de bevoegdheid krijgt om rechtstreeks toepasselijke en bindende besluiten over EU-initiatieven en grensoverschrijdende vraagstukken te nemen, evenals de invoering van handhavingsbevoegdheden om ervoor te zorgen dat dergelijke besluiten worden nageleefd. De evaluatie van de taken van het ENTSO-E en het ACER biedt de gelegenheid om het proces voor het ontwikkelen van gedetailleerde regels voor de werking van de markt en netwerken (netwerkcodes en richtsnoeren) te beoordelen. Zowel het ENTSO-E als het ACER zijn nauw betrokken bij de ontwikkeling daarvan. Bij de uitbreiding van het regelgevend kader kan het bovendien nodig om entiteiten die momenteel niet onder gereglementeerd toezicht staan in aanmerking te nemen — zoals elektriciteitsbeurzen, die een cruciale rol spelen in gekoppelde Europese elektriciteitsmarkten en eveneens functies vervullen die kenmerken van een natuurlijk monopolie vertonen. Ook moet de steeds nauwere band tussen groothandel- en detailhandelmarkten in het regelgevend kader tot uitdrukking komen. VRAGEN 11)Hoewel elektriciteitsmarkten in de EU gekoppeld zijn en met hun buurlanden verbonden zijn, is netbeheer nog steeds in handen van de nationale transmissiesysteembeheerders (TSB's). Regionale veiligheidsinitiatieven zoals Coreso of TSC hebben momenteel een louter adviserende rol. Moeten de regionale veiligheidsinitiatieven geleidelijk worden versterkt en moeten zij, wanneer dat nodig is, ook over besluitvormingsverantwoordelijkheden beschikken? Is de huidige nationale verantwoordelijkheid voor netveiligheid een belemmering voor grensoverschrijdende samenwerking? Zou regionale verantwoordelijkheid voor de netveiligheid beter aansluiten bij de realiteit van de geïntegreerde markt? 12)Gefragmenteerd nationaal toezicht lijkt voor de geharmoniseerde delen van het elektriciteitsstelsel (bv. marktkoppeling) inefficiënt te zijn. Ziet u voordelen in een versterking van de rol van het ACER? 13)Ziet u voordelen in een versterking van de rol van de ENTSO's? Hoe kan dat het best worden gedaan? Welk regelgevend toezicht is daarvoor nodig? 14)Hoe moeten de toekomstige rol en beheersregels voor distributiesysteembeheerders er uitzien? Hoe moet de toegang tot meetgegevens in het licht van technologische en marktontwikkelingen worden aangepast (gegevensverwerking en gegevensbescherming enz.)? Zijn er aanvullende bepalingen nodig voor het beheer van en de toegang tot meetgegevens door de betrokken partijen (eindgebruikers, distributiesysteembeheerders, transmissiesysteembeheerders, leveranciers, dienstverleners en regelgevende instanties)? 15)Moet distributietarieven op Europees niveau worden vormgegeven? Zo ja, welke aspecten moeten dan behandeld worden, bijvoorbeeld de tariefstructuur en/of -componenten (vaste tarieven, capaciteit of energie, tijdige of locatiegebonden differentiatie) en de behandeling van zelfopwekking? 16)Elektriciteitsbeurzen vormen een integraal deel van marktkoppeling. Moeten er regels voor elektriciteitsbeurzen worden overwogen? 4.Een Europese dimensie voor de zekerheid van de elektriciteitsvoorziening Een verdere integratie van markten over nationale grenzen heen en de ontwikkeling van kortetermijn- en langetermijnmarkten met een effectieve prijsvorming — die met name de behoefte aan nieuwe capaciteiten weergeeft — zouden voor de juiste investeringssignalen moeten zorgen, zodat er nieuwe opwekkingsbronnen op de markt komen en er bij overcapaciteit signalen voor het stilleggen worden afgegeven. De Commissie constateert dat de marktwerking en de zekerheid van de energievoorziening in veel lidstaten aanzienlijk kunnen worden verbeterd: onder andere door invoering van marktkoppeling, verbetering van grensoverschrijdende stromen, versterking van de intra-dayhandel en van de vraagzijde en opheffing van prijsplafonds op de groothandelsmarkten. Dit alles zou de prijsvorming verbeteren en piekprijzen mogelijk moeten maken, wat tot betere investeringssignalen moet leiden en tegelijkertijd meer in het algemeen de marktpenetratie van hernieuwbare energie vergemakkelijken.

Desondanks houdt een aantal lidstaten nu al rekening met een ontoereikende opwekkingscapaciteit in de komende jaren. Daarom hebben zij capaciteitsmechanismen ingevoerd of zijn zij voornemens dit te doen, wat inhoudt dat afzonderlijke betalingen voor beschikbare capaciteit in plaats van voor geleverde elektriciteit worden gemaakt. Hoewel dergelijke mechanismen onder bepaalde omstandigheden gerechtvaardigd kunnen zijn, kunnen zij kostbaar zijn en de markt verstoren. Zij kunnen bovendien in tegenspraak zijn met de doelstelling om subsidies die schadelijke effecten hebben voor het milieu, waaronder fossiele brandstoffen, af te bouwen. Capaciteitsmechanismen moeten alleen echt marktfalen aanpakken, maar niet bijdragen aan de instandhouding van onrendabele of niet-duurzame productie. De Commissie heeft onlangs een onderzoek ingesteld naar de sector voor capaciteitsmechanismen — de eerste in het kader van de EU-staatssteunregels. Daarbij zal met name worden nagegaan of zij de mededinging of de handel op de interne elektriciteitsmarkt verstoren. 4.1.Afstemming van methoden om te bepalen of het systeem toereikend is In de mededeling "De interne elektriciteitsmarkt tot stand brengen en daarbij overheidsinterventie zo goed mogelijk inzetten" ging de Commissie in op de behoefte van overheidsinstanties om regelmatig een objectieve, op feiten gebaseerde beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsverzorging uit te voeren; terwijl de overheden op grond van de Richtlijn inzake de zekerheid van de elektriciteitsvoorziening regelmatig het adequate niveau van productie in hun lidstaat moeten beoordelen. De toereikendheid van de elektriciteitsopwekking wordt in de EU-lidstaten momenteel op zeer uiteenlopende wijzen uitgevoerd. In november 2013 pleitte de Coördinatiegroep elektriciteit voor een geharmoniseerde Europese methodologie voor het beoordelen van de toereikendheid van de elektriciteitsopwekking en heeft ENTSO-E een openbare raadpleging gehouden over haar methodologie voor de beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsopwekking in 2014. Tegelijkertijd is het Pentalateraal Forum voornemens een regionale beoordeling van de kapitaaltoereikendheid op regionaal niveau te ondernemen. Bij een meer gestandaardiseerde beoordeling in de EU zou naar behoren rekening moeten worden gehouden met de bijdrage van interconnecties, grensoverschrijdende energieopwekking, de opwekking van elektriciteit uit variabele hernieuwbare bronnen, vraagrespons en opslagmogelijkheden alsook de relevante Europese beleidskaders, zoals de verwachte ontwikkeling van de koolstofmarkt en het energie-efficiëntiebeleid („system adequacy assessment”). De beslissing of er behoefte is aan een capaciteitsmechanisme, moet op een dergelijke gestandaardiseerde beoordeling worden gebaseerd. 4.2.Betrouwbaarheidsnormen De betrouwbaarheid van een systeem in met elkaar verbonden markten is afhankelijk van de andere netten. Zelfs als de lidstaten bij de vaststelling van de toereikendheid van het systeem gegronde redenen kunnen hebben om verschillende normen te gebruiken, zodat zij rekening kunnen houden met nationale omstandigheden, moet toch rekening worden gehouden met de invloed hiervan op de interne markt. Als de lidstaten niets ondernemen om de toereikendheid van het systeem veilig te stellen, wordt de veiligheid van de energievoorziening voor het gehele systeem in gevaar gebracht. Dit specifieke risico is nog groter in de lidstaten waar de gereguleerde prijzen beneden de kostprijs liggen. Dit houdt in dat de inkomsten op de lange termijn onvoldoende zijn voor noodzakelijke investeringen. Anderzijds kunnen lidstaten ook te voorzichtig zijn en teveel maatregelen nemen tegen het risico van een haperende energievoorziening. Dit kan tot hoge kosten leiden en het vermogen van de interne markt om investeringen te sturen, ondermijnen. Als alle lidstaten duidelijke normen voor de toereikendheid van het systeem zouden vaststellen, zou dit alle belanghebbenden meer duidelijkheid verschaffen. De Commissie zou samen met de lidstaten een reeks aanvaardbare normen voor verwachte onvrijwillige ontkoppelingen van consumenten van het net kunnen ontwikkelen, die rekening houden met de kosten van onvoorziene verstoringen van de voorziening voor de economie en de samenleving. 4.3.Een kader voor het instellen van grensoverschrijdende capaciteitsmechanismen Of er een capaciteitsmechanisme nodig is, moet op grond van een beoordeling van de Europese voorzieningszekerheid en duidelijke normen inzake systeemtoereikendheid worden besloten. Het huidige beleid van de Commissie, in het bijzonder de richtsnoeren staatssteun, vereist dat alle lidstaten een aantal belangrijke beginselen respecteren wanneer zij voor capaciteitsmechanismen kiezen. Met name mag bij dergelijke mechanismen geen onderscheid worden gemaakt tussen bepaalde technologieën (ook niet wat betreft vraagrespons of opslag) of tussen nieuwe en bestaande capaciteitsaanbieders, moeten dienstverleners, maar moet enkel betaald worden voor de beschikbaarheid (per MW) en voor grensoverschrijdende deelname. Gezien het ontbreken van gemeenschappelijke regelingen, kan het problematisch zijn om een effectieve grensoverschrijdende deelname te organiseren. De ontwikkeling op EU-niveau van regels voor grensoverschrijdende deelname bij de invoering van capaciteitsmechanismen kan hierbij helpen. Dergelijke regels zouden duidelijk de rollen en de verantwoordelijkheden van de betrokken partijen moeten bevatten (in het bijzonder voor producenten, aanbieders van vraagrespons, consumenten, en transmissiesysteembeheerders) en een kader voor de berekening en toewijzing van grensoverschrijdende capaciteit in dergelijke mechanismen.

Als capaciteitsmechanismen echter zeer verschillend zijn ontworpen, kunnen capaciteitsaanbieders die in verschillende regelingen in meerdere lidstaten deelnemen, mogelijk te maken krijgen met uiteenlopende eisen. Dit verhoogt de transactiekosten en de algemene efficiëntie kan hieronder lijden. Daarom is het wellicht zinvol om een model voor een capaciteitsmechanisme (of een beperkt aantal mechanismen) voor gebruik op regionale basis te ontwikkelen om grensoverschrijdende deelname te vergemakkelijken en verstoringen van de markt zoveel mogelijk te beperken. De resultaten van het onlangs door de Commissie ingestelde sectoronderzoek zal nuttige gegevens opleveren voor het ontwikkelen van regels op dit gebied. Een ontwerp-verslag over het sectoronderzoek wordt aan het eind van het jaar voor openbare raadpleging beschikbaar gesteld. Vragen 17)Is er behoefte aan een geharmoniseerde methodologie voor de beoordeling van de toereikendheid van elektriciteitsvoorzieningssystemen? 18)Wat zou het geschikte geografische bereik van een geharmoniseerde methodologie voor en beoordeling van de toereikendheid zijn (bv. EU-breed, regionaal of nationaal, of ook met inbegrip van buurlanden)? 19)Zou het voor de opbouw van een efficiënte interne markt zinvol zijn om de huidige uiteenlopende normen voor de toereikendheid van systemen in de EU op elkaar af te stemmen? 20)Zou een gemeenschappelijk Europees kader voor grensoverschrijdende deelname aan capaciteitsmechanismen nuttig zijn? Zo ja, hoe zou een dergelijk kader er dan uit moeten zien? Zou het nuttig zijn om referentiemodellen voor capaciteitsmechanismen op te stellen? Zo ja, hoe moeten deze er dan uitzien? 21)Moet het besluit tot invoering van capaciteitsmechanismen worden gebaseerd op een geharmoniseerde methodologie voor de beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorzieningssystemen? 5.Volgende stappen Deze consultatieve mededeling over de ordening van het elektriciteitsstelsel vormt het startsein voor de openbare raadpleging over de elementen van de nieuwe marktordening ter voorbereiding op mogelijke toekomstige voorstellen van wetgevende en niet-wetgevende aard. Zij moet alle belanghebbenden de mogelijkheid bieden hun mening te geven over de voorgestelde visie en de stappen die nodig zijn om die visie te realiseren. Zij zullen worden aangevuld met meer gedetailleerde en omvattende vragen in verband met bepaalde aspecten, met name met betrekking tot de zekerheid van de elektriciteitsvoorziening. Tegelijkertijd worden in de mededeling "Een 'new deal' voor energieconsumenten ", die deze consultatieve mededeling over de marktordening begeleidt, een gedetailleerde visie van de mogelijke nieuwe rol van de energieconsument en de daarvoor benodigde maatregelen uiteengezet. Die visie berust op drie pijlers: meer mogelijkheden voor consumenten (huishoudens, bedrijven en de industrie), intelligente huizen en het beheer en de beveiliging van gegevens. De in de mededeling over consumenten beschreven acties zijn gebaseerd op uitgebreide consultaties met burgers, consumenten en belanghebbenden, waaronder een openbare raadpleging in de eerste helft van 2014 en besprekingen binnen de door de Commissie geleide deskundigengroepen. Naar aanleiding van de vandaag gepresenteerde mededelingen kan, afhankelijk van het resultaat van verdere werkzaamheden, onder meer de onderstaande wetgeving worden gewijzigd: elektriciteitsrichtlijn; elektriciteitsverordening; verordening betreffende het Agentschap voor de samenwerking tussen energieregulators (ACER-verordening); verordening infrastructuur;