[pic] | KOMISJA WSPÓLNOT EUROPEJSKICH |

Bruksela, dnia 15.5.2007

KOM(2007) 250 wersja ostateczna

KOMUNIKAT KOMISJI D LA RADY I PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO

Sprawozdanie ze stosowania rozporządzenia (WE) nr 1228/2003 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej

KOMUNIKAT KOMISJI DLA RADY I PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO

Sprawozdanie ze stosowania rozporządzenia (WE) nr 1228/2003 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej (Tekst mający znaczenie dla EOG)

1. WPROWADZENIE

Niniejsze sprawozdanie powstało w związku z obowiązkiem nałożonym na Komisję, o którym mowa w art. 14 rozporządzenia (WE) nr 1228/2003 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej[1]. Obowiązek ten polegał na opublikowaniu sprawozdania ze stosowania tegoż rozporządzenia. Celem rozporządzenia jest stworzenie sprawiedliwych zasad transgranicznej wymiany energii elektrycznej i zwiększenie tym samym konkurencji na wewnętrznym rynku energii elektrycznej. Rozporządzenie ustanawia system rozliczeń transgranicznego przepływu energii elektrycznej, jak też określa jednolite zasady naliczania opłat przesyłowych oraz przydzielania dostępnej zdolności przesyłowych dla połączeń między krajowymi systemami przesyłowymi.

2. ZWIęKSZENIE HANDLU TRANSGRANICZNEGO

Od czasu otwarcia rynku transgraniczna wymiana energii elektrycznej w Europie wykazywała nieznaczną tendencję zwyżkową. Jednakże średnio tylko 10 % energii zużywanej w UE przekracza granice państw członkowskich. Wykres 1 przedstawia rozwój fizycznego przepływu energii elektrycznej pomiędzy UE-27 oraz Norwegią i Szwajcarią.

[pic]

Wykres 1: Rozwój wymiany energii elektrycznej pomiędzy państwami członkowskimi UE oraz Norwegią i Szwajcarią (procent przepływu transgranicznego w porównaniu do całkowitego zużycia energii).

Wykres 2 pokazuje ilość energii przesyłanej wewnątrz oraz pomiędzy poszczególnymi regionami w Europie, zgodnie z definicją podaną w zmienionych wytycznych dotyczących zarządzania ograniczeniami przesyłowymi[2], z uwzględnieniem Europy Południowo-Wschodniej (EPW). W wykresie tym państwa należące do kilku regionów zostały zaliczone do tego obszaru, z którym mają najsilniejsze powiązania fizyczne. Do Europy Środkowozachodniej zaliczono Szwajcarię, natomiast Norwegia znalazła się wśród państw należących do Europy Północnej. Wykres bardzo pobieżnie przedstawia rzeczywisty obraz i nie uwzględnia wszystkich uwarunkowań poszczególnych rynków geograficznych, na przykład tego, że rynek austriacki i rynek niemiecki są w dużej mierze zintegrowane.

[pic] Wykres 2: Zużycie i wymiana energii w regionach europejskich w 2005 r.[3]

Jak widać na powyższym wykresie, najbardziej aktywnym regionem jest Europa Środkowo-Zachodnia (EŚZ), gdzie roczne zużycie energii sięga 1310 TWh. Region ten charakteryzuje się wymianą znacznych ilości energii ze wszystkimi sąsiadującymi regionami, a zwłaszcza z Włochami (41 TWh) oraz Europą Środkowo-Wschodnią (EŚW) (35 TWh). Do niedawna kraje bałtyckie były oddzielone od reszty Wspólnoty, ale zmieniło się to odkąd w grudniu 2006 r. uruchomiono połączenie pomiędzy Estonią a Finlandią.

Całkowite zużycie energii w powyższych regionach (3271 TWh) rozkłada się w następujący sposób: 6,5% (213 TWh) jest wymieniane pomiędzy państwami należącymi do tych samych regionów, 4,3% (141 TWh) pomiędzy poszczególnymi regionami, a 0,7% (24 TWh) z państwami trzecimi. Należy jednak podkreślić, że fizyczne przypływy tylko w przybliżeniu oddają rzeczywiste ilości energii w handlu transgranicznym. Jeśli się podliczy dwukierunkową wymianę handlową, całkowita wielkość energii będącej przedmiotem handlu może przekraczać wielkości fizyczne. Dodatkowo, z uwagi na zjawisko przepływu pętlowego oraz dostępne obecnie metody obliczeniowe nieuwzględniające wpływu na państwa trzecie, wymiana handlowa rzadko pokrywa się z przepływami fizycznymi.

Biorąc pod uwagę obecną sytuację oraz zdolności przesyłowe, możliwa jest dalsza integracja poszczególnych regionów europejskich. Przyczyni się to do zwiększenia konwergencji cen w regionach podobnych pod względem wytwarzania energii oraz do lepszego wykorzystania możliwości arbitrażowych pomiędzy różniącymi się od siebie regionami, jak na przykład pomiędzy Europą Środkowo-Zachodnią a Północną.

Ogólnie rzecz biorąc, możliwości handlu transgranicznego zostały wykorzystane zaledwie w niewielkiej części. Potwierdzają to wyniki badania rynku gazu i energii elektrycznej[4]. Wynika to po części z braku integracji rynku hurtowego i bilansującego. Poza tym wielu państwom brakuje jeszcze pewnych sygnałów cenowych dla handlu transgranicznego.

3. ROZWÓJ METOD HANDLU TRANSGRANICZNEGO

Przyjęcie zmienionych wytycznych dotyczących zarządzania ograniczeniami przesyłowymi okazało się dużym krokiem naprzód w integracji wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Wytyczne te zawierają praktyczne zasady stosowania pewnych przepisów, zawartych wcześniej w rozporządzeniu nr 1228/2003. Najważniejszymi elementami tych wytycznych są: podział UE na regiony (siedem regionów plus Europa Południowo-Wschodnia), narzucenie na operatorów systemów przesyłowych (OSP) obowiązku prowadzenia wspólnych, skoordynowanych obliczeń i systemów przydzielania zdolności przesyłowych i wreszcie wymogi dotyczące przejrzystości.

Obecnie stosowane są poniższe metody przydzielania zdolności przesyłowych na przeciążonych łączach (por. również wykres w załączniku 1):

1. zatrzymanie (przedsiębiorstwo zintegrowane pionowo ma dostęp do zdolności przesyłowych)

2. priorytetowy dostęp do zdolności przesyłowych w przypadku przejętych kontraktów (ang. legacy contracts )

3. aukcje typu explicit

4. aukcje typu implicit

5. w przypadku zdolności przyznawanych na rynku dnia bieżącego (ang. intra-day ): według kolejności zgłoszeń oraz zgodnie z zasadą pro-rata

Wymogi stawiane przez rozporządzenie nr 1228/2003 spełniają wyłącznie skoordynowane aukcje typu explicit i implicit . Nadal jednak na starszych połączeniach komercyjnych stosuje się zatrzymanie, a w przypadku starszych kontraktów wciąż udziela się priorytetowego dostępu do zdolności przesyłowych, pomimo wyroku Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości w sprawie C-17/03[5]. Komisja podjęła już kroki prawne przeciwko takim przypadkom.

W przyszłości częściej będzie się przydzielać zdolności przesyłowe na podstawie aukcji typu implicit . Tzw. metoda łączenia rynków opracowana przez ETSO (Stowarzyszenie Europejskich Operatorów Systemów Przesyłowych) oraz EuroPex (Stowarzyszenie Giełd Europejskich) stwarza w chwili obecnej największą szansę prawdziwej integracji europejskiego rynku energii elektrycznej za pomocą aukcji typu implicit na rynkach dnia następnego. Badanie rynku[6] wykazało, że popularne aukcje typu explicit często prowadzą do nieefektywnego wykorzystania zdolności przesyłowych połączeń i hamują integrację rynku.

W przeszłości transgraniczne zdolności przesyłowe obliczano głównie z wykorzystaniem opracowanej przez ETSO metody wyliczania zdolności przesyłowych netto. Ostatnio jednak proponuje się bardziej rozbudowane metody obliczeniowe zintegrowane z systemem przyznawania zdolności przesyłowych. Są one niezbędne do stosowania zmienionych wytycznych dotyczących zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Najbardziej obiecująca wydaje się metoda uwzględniająca rzeczywiste przepływy w sieci (ang. flow-based method ). Dostępne zdolności przesyłowe oblicza się dla całej sieci, bez uprzedniego dzielenia zdolności przesyłowych na dwustronne wartości netto. Stosowanie tego typu obliczeń pozwala zagwarantować, że przepływy fizyczne wszystkich operatorów systemów przesyłowych pozostaną w granicach bezpieczeństwa. Metoda ta może przynieść duże korzyści w przypadku zamkniętych, wzajemnie powiązanych sieci.

Wdrożenie nowych ustaleń, zawartych również w zmienionych wytycznych dotyczących zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, wymaga wciąż dużo pracy. Nie wszystkie większe projekty zostały zakończone do dnia 1 stycznia 2007 r., tj. do daty, w której miał zostać wprowadzony wspólny, skoordynowany system obliczania i przydzielania zdolności przesyłowych, odpowiadający zmienionym wytycznym dotyczącym zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Trudności są przede wszystkim natury technicznej, gdyż system należy dokładnie przetestować zanim wprowadzi się go w życie. Pozostają też kwestie polityczne: z jednej strony lepsza metoda mogłaby przynieść korzyści dla wszystkich uczestników rynku oraz podnieść bezpieczeństwo i skuteczność istniejącej infrastruktury, jednak z drugiej strony niektóre państwa mogłyby otrzymać mniejsze zdolności przesyłowe.

Poczynione zostały pewne postępy w kwestii dostępu do handlu transgranicznego na rynku dnia bieżącego. Wymagają tego zmienione wytyczne dotyczące zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, które zaczną obowiązywać od dnia 1 stycznia 2008 r.

Zarówno krajowi regulatorzy, jak i Komisja będą się dokładnie przyglądać stosowaniu zmienionych wytycznych dotyczących zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Komisja jest gotowa rozpocząć odpowiednią procedurę w przypadku naruszenia nowych wytycznych.

4. MECHANIZM ROZLICZEń MIęDZYOPERATORSKICH

Rozporządzenie nr 1228/2003 przewiduje również wprowadzenie ogólnie obowiązującego mechanizmu rozliczeń międzyoperatorskich opartego na przepływach fizycznych, który ma zastąpić rozliczenia na podstawie poszczególnych transakcji (opłaty transferowe lub transgraniczne). Jest to bardzo logiczne rozwiązanie, zważywszy na równoważenie się przepływów handlowych netto w przeciwnych kierunkach, podczas gdy przepływy fizyczne prawie nigdy nie pokrywają się z tym, co przewidują odpowiednie kontrakty.

Zasady rozliczeń międzyoperatorskich były opracowywane w ramach Forum Florenckiego. Pierwsze dobrowolne porozumienie zostało zawarte w marcu 2002 r. pomiędzy członkami ETSO. Zachowano jednak opłatę transgraniczną w wysokości 1 EUR/MWh, pobieraną łącznie bądź od transakcji importowo-eksportowych, w zależności od danego państwa. W 2003 r. opłatę zmniejszono do 0,5 EUR/MWh, a następnie całkowicie zniesiono w 2004 r.

Dobrowolne porozumienie pomiędzy operatorami systemów przesyłowych opiera się na metodzie w pewien sposób upraszczającej rzeczywiste przepływy transgraniczne. Metoda ta ma kilka słabych punktów, które części uczestników sprawiały coraz większe trudności. ETSO, chcąc udoskonalić tę metodę, opracowało tzw. model IMICA ( Improved Modelling for Infrastructure Cost Allocation , nowy model rozliczania kosztów). Model ten jest jednak bardzo skomplikowany, a prace nad udoskonaleniem mechanizmu rozliczeń międzyoperatorskich ciągle trwają. W związku z tym w 2007 r. wprowadzany jest nowy, usprawniony, tymczasowy mechanizm rozliczeń.

Grupa Europejskich Regulatorów dla Energii Elektrycznej i Gazu (ERGEG) pracuje nad wytycznymi dotyczącymi mechanizmu rozliczeń międzyoperatorskich, które Komisja miałaby przyjąć na mocy rozporządzenia nr 1228/2003. Jednakże, pomimo prób i analizy kilku proponowanych metod, z których najbardziej obiecującą wydaje się obecnie metoda IMICA, do końca 2006 r. Grupie nie udało się osiągnąć porozumienia

Z drugiej strony Komisja zastanawia się, czy prace Grupy mogą stanowić podstawę do przyjęcia wytycznych przy pomocy komitetu powołanego na mocy art. 13 rozporządzenia nr 1228/2003.

5. JEDNOLITE TARYFY ZA DOSTęP DO SIECI

Różnice w taryfach za dostęp do sieci są bardzo duże (por. również wykres w załączniku 2). Średnia taryfa dla odbiorców energii, L-charge , waha się od ok. 2 EUR/MWh (Szwecja) do ok. 27 EUR/MWh (Wschodnia Dania). Średnia taryfa dla wytwórcy energii, G-charge , sięga od 0 EUR/MWh (w niektórych państwach członkowskich) do ok. 1,8 EUR/MWh (Irlandia). Różnice te spowodowane są kilkoma czynnikami, jak m.in. różne koszty infrastruktury. Dodatkowo do niektórych taryf doliczane są straty, sygnały lokalizacyjne, usługi lub opłaty niezwiązane bezpośrednio z działalnością operatorów, wynikające głównie z obowiązku wspierania odnawialnych źródeł energii, skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej (CHP) oraz kosztów osieroconych.

Ujednolicenie taryf jest konieczne, aby na rynku energii elektrycznej panowała sprawiedliwa konkurencja. Jest to też jeden z głównych problemów poruszanych w rozporządzeniu nr 1228/2003. Pomimo tego, że Forum Florenckie od kilku lat pracuje nad wytycznymi dotyczącymi jednolitych taryf, rozporządzenie zabrania wprowadzenia takich wytycznych niezależnie od wytycznych dotyczących mechanizmu rozliczeń międzyoperatorskich. Projekt wytycznych dotyczących ujednoliconych taryf zakłada stopniowe zmniejszenie różnic w kosztach ponoszonych przez wytwórców energii ( G-charge ), gdyż jest to ważniejsze z punktu widzenia konkurencyjności niż opłaty płacone przez odbiorców energii ( L-charge ).

6. OGRANICZENIA PRZESYłOWE

Wydaje się, że schemat ograniczeń przesyłowych ulega coraz większym zmianom, nawet jeśli brakuje jednolitej metody zbierania i udostępniania danych w tej kwestii. W przeszłości przepływ energii był raczej stabilny, w związku z tym, że regulowały go długoterminowe kontrakty. Większa elastyczność jest znakiem lepszego funkcjonowania rynku, co z kolei prowadzi do bardziej ożywionego handlu w obu kierunkach na poszczególnych łączach. W niektórych przypadkach zjawisko to może również wynikać z nowych strategii stosowanych przez liderów na rynku energii elektrycznej: intensywność przepływów transgranicznych ulega optymalizacji.

Korzystając z mechanizmów rynkowych, operatorzy systemów przesyłowych pobierają opłaty za ograniczenia przesyłowe, odzwierciedlające różnice cenowe w poszczególnych strefach oraz intensywność przepływu przez dane połączenia. Tam, gdzie od pewnego czasu stosuje się aukcje typu explicit , w 2005 r. (2004 r.) pobrano następujące opłaty[7]: Niemcy 158 mln EUR (98 mln EUR), Niderlandy 48 mln EUR (35 mln EUR), Republika Czeska 44 mln EUR (41 mln EUR), Polska 41 mln EUR (9 mln EUR) i Dania (na granicy z Niemcami) 28 mln EUR (19 mln EUR). W regionie północnym z kolei pobrano następujące łączne opłaty za ograniczenia przesyłowe, stosując system podziału rynku na obszary o jednolitych cenach[8]: 48 mln EUR w 2004 r., 117 mln EUR w 2005 r. i 104 mln EUR w 2006 r. W 2006 r. zatrzymanie, priorytetowy dostęp w przypadku przejętych kontraktów oraz zasadę przyznawania zdolności przesyłowych według kolejności zgłoszeń, które to zjawiska były niezgodne z rozporządzeniem nr 1228/2003 oraz wyrokiem Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości w sprawie C-17/03, zastępowano aukcjami typu explicit .

W myśl rozporządzenia wpływy z opłat za ograniczenia przesyłu mogą być wykorzystywane wyłącznie do zapewniania zdolności przesyłowych, budowy infrastruktury lub zmniejszania opłat za dostęp do sieci. Niestety w praktyce są one wykorzystywane głównie do tego ostatniego celu. Tylko w niektórych przypadkach przeznacza się je również na inwestycje w sieć (kraje nordyckie, Niderlandy). Zgodnie ze zmienionymi wytycznymi dotyczącymi zarządzania ograniczeniami przesyłowymi regulatorzy będą, począwszy od 2007 r., publikować roczne sprawozdania z poboru i wykorzystania wpływów z opłat za ograniczenia przesyłowe.

7. DOSTęP KONSUMENTÓW DO TRANSGRANICZNEJ ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Granice pomiędzy poszczególnymi państwami oraz obszarami kontrolowanymi w dużym stopniu ograniczają integrację rynku. Celem średnioterminowym jest więc harmonizacja poszczególnych regionów oraz budowa nowej infrastruktury w taki sposób, aby granice państw nie stanowiły przeszkody dla uczestników rynku. Odpowiednie warunki mają już uczestnicy hurtowego rynku Nord Pool. W przypadku tamtejszego rynku dnia następnego system automatycznie optymalizuje wykorzystanie infrastruktury transgranicznej. Rynek bilansujący jest również zintegrowany dla całego regionu. Z drugiej strony współpraca transgraniczna nie dotyczy rynku detalicznego, gdyż konsumenci zmuszeni są korzystać z usług rodzimych dostawców energii elektrycznej. Trwają prace nad stworzeniem prawdziwego, zintegrowanego rynku konsumenckiego w regionie północnym. Innym przykładem integracji rynku hurtowego są Niemcy i Austria. Tam również rozważa się integrację rynku detalicznego.

8. BEZPIECZEńSTWO DOSTAW

W pierwszym roku obowiązywania rozporządzenia, tj. w 2003 r., zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej stanowiło duże wyzwanie. We Włoszech, na przykład, zabrakło prądu we wrześniu 2003 r., w związku z problemami na linii łączącej kraj ze Szwajcarią. Awaria przybrała duże rozmiary w związku z tym, że za późno zareagowano na zaistniały problem. Również we wrześniu 2003 r. miała miejsce duża awaria w południowej Szwecji i wschodniej Danii. W tym samym roku, na mniejszą już skalę, zabrakło prądu w Londynie i Helsinkach. Ostatnia awaria miała miejsce 4 listopada 2006 r. i objęła cały obszar Unii ds. Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej (UCTE). Awaria powstała w północnych Niemczech i doprowadziła do podziału UCTE na trzy części, a w konsekwencji do przerzucenia ok. 10 % obciążenia na zachód celem zachowania integralności sieci.

Ponieważ zakłócenia pracy systemu na większą skalę zdarzają się bardzo rzadko trudno jest wyciągać wnioski, czy ryzyko awarii wzrosło czy spadło w wyniku zwiększenia transgranicznego przepływu energii elektrycznej. Jednak na przykładzie Włoch widać wyraźnie, że operatorzy systemów przesyłowych nie mieli wystarczających środków do zagwarantowania sprawnego działania systemu w skali Europy. Współpraca opierała się na niewiążących zaleceniach, których nikt nie monitorował ani nie egzekwował. W związku z tym UCTE rozpoczęła prace nad przekształceniem zaleceń w zasady, których przestrzeganie będzie egzekwowane i monitorowane na mocy wiążącego porozumienia pomiędzy wszystkimi operatorami należącymi do UCTE. Prace nie zostały jeszcze zakończone, choć poczyniono już znaczne postępy w tym względzie.

Rozważano również, zwłaszcza na Forum Florenckim, zasadność wprowadzenia ogólnoeuropejskich przepisów bezpieczeństwa. Byłoby to możliwe na mocy rozporządzenia, ale Komisja nie złożyła jak do tej pory żadnej propozycji w tym względzie.

Według ostatniego sprawozdania ETSO na temat wystarczalności wytwarzania energii elektrycznej[9] nie ma powodów do obaw aż do 2012 r. Jednak po 2012 r. sytuacja może ulec znacznemu pogorszeniu, jeśli inwestycje będą przebiegać wolniej niż się przewiduje. Warunki mogą się zmienić dosyć szybko w przypadku ogłoszenia nowych inwestycji, jak na przykład we Włoszech, Hiszpanii, Niderlandach czy Niemczech. Sytuacja w krajach nordyckich, z uwagi na znaczny udział energii wodnej, zależy od opadów deszczu. W latach suchych, jakim był 2006 r., wystarczalność wytwarzania energii elektrycznej staje się dużym problemem.

Sprawozdanie ETSO uwzględnia wpływ połączeń transgranicznych na wystarczalność wytwarzania energii elektrycznej na poziomie regionalnym, zakładając, że operatorzy systemów przesyłowych nie będą jednostronnie odcinać połączeń pomiędzy państwami członkowskimi w przypadku bardzo wysokiego zapotrzebowania na energię elektryczną. Trudno jednak przewidzieć zachowanie wszystkich operatorów. W praktyce interesy lokalnych klientów biorą czasem górę nad potrzebami odbiorców zagranicznych. Stanowi to naruszenie zarówno dyrektywy nr 2003/54 dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej[10], jak też dyrektywy nr 2005/89 dotyczącej działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i inwestycji infrastrukturalnych[11]. Dyskusje na ten temat będą miały miejsce w kontekście wdrażania drugiej z tych dyrektyw.

9. SYGNAłY LOKALIZACYJNE

Sygnały lokalizacyjne są podstawą prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej. Odnoszą się one do wszelkich taryf przesyłowych oraz warunków oddziaływujących w perspektywie krótkoterminowej na dyspozycję generacji, a długoterminowo na lokalizację nowych elektrowni i dużych odbiorców energii elektrycznej.

Obecnie najsilniejszym sygnałem lokalizacyjnym na europejskim rynku energii elektrycznej są skutki ograniczeń przesyłowych. W praktyce istnienie ograniczeń oznacza podział rynku na strefy cenowe; ograniczenia powodują utrzymanie się różnic cenowych. Jest to bardzo ważny sygnał dla firmy szukającej odpowiedniego miejsca na inwestycję w moce produkcyjne. Dodatkowo w niektórych krajach (np. w Zjednoczonym Królestwie, Szwecji i Norwegii) sygnał lokalizacyjny stanowi element taryfy dostępu do sieci. Sygnał ten ma na celu wywieranie wpływu na działania zarówno krótkoterminowe (dyspozycje) oraz długoterminowe (inwestycje). Nie istnieją jeszcze ogólnoeuropejskie sygnały lokalizacyjne w taryfach, które uzupełniałyby sygnały wynikające z ograniczeń przesyłowych. Zanim takie sygnały zostaną wprowadzone może okazać się koniecznym ujednolicenie taryf dostępu do sieci.

W niektórych państwach członkowskich, zwłaszcza w dużych krajach należących do jednego obszaru cenowego, w których zjawisko ograniczeń przesyłowych nie zostało dostatecznie naświetlone, sygnały lokalizacyjne stanowią duży problem. Na przykład w północnej części Niemiec produkuje się duże ilości energii wiatrowej, która ma pierwszeństwo dyspozycyjne. Pomimo ograniczeń przesyłowych pomiędzy północną a południową częścią kraju, utrzymanie jednego obszaru cenowego oznacza, że nie istnieją sygnały lokalizacyjne dla generatorów konwencjonalnej energii. Na południu Szwecji i Austrii również brakuje sygnałów lokalizacyjnych dla produkcji energii, co też wynika z zachowania jednego obszaru cenowego. We Francji obowiązuje jedna taryfa na energię elektryczną oraz strefy taryfowe dla gazu; powoduje to ograniczenia w systemie przesyłania energii, podczas gdy bardziej ekonomicznym od transportowania energii elektrycznej byłoby przesyłanie energii pierwotnej. Oczekuje się, że metody przyznawania zdolności przesyłowych oparte na przepływach fizycznych pozwolą lepiej rozpoznać słabe punkty systemu energetycznego.

10. WNIOSKI

Od czasu otwarcia europejskiego rynku energii elektrycznej przepływy transgraniczne stopniowo, ale nieznacznie wzrastają. Główny czynnik napędzający stanowi możliwość prowadzenia handlu pomiędzy różnymi strefami cenowymi. Metody obliczania i przyznawania zdolności przesyłowych uległy poprawie, zaś dzięki nowym wytycznym dotyczącym zarządzania ograniczeniami przesyłowymi przyjętym w listopadzie 2006 r. mogą na tym polu nastąpić dalsze pozytywne zmiany. Nowe wytyczne przewidują stosowanie metod dążących do optymalnego wykorzystania sieci w regionie, zamiast skupiania się, jak to miało miejsce do tej pory, na dwustronnej wymianie pomiędzy sąsiadującymi państwami. Efektem będzie także bardziej bezpieczne zarządzanie przepływem fizycznym.

Z drugiej strony istnieją podstawy aby sądzić, że sieci przesyłowe są niekiedy wykorzystywane do granic fizycznych możliwości. Awarie, które miały miejsce we Włoszech w 2003 r. i w UCTE w 2006 r. pokazały, jak wiele mogą kosztować zakłócenia w pracy ogólnoeuropejskiej sieci. Dlatego ważne jest, aby wzrostowi handlu towarzyszyło bardziej skoordynowane zarządzanie siecią oraz rozwój nowej infrastruktury, modernizacja istniejących i budowa nowych linii oraz inwestycje w inne elementy sieci. Z uwagi na lokalny charakter energii elektrycznej potencjał wzrostu nie jest nieograniczony, lecz z drugiej strony można jeszcze znacznie usprawnić wykorzystanie istniejących zasobów przesyłowych. Zwiększanie przepływu energii nie jest więc celem samym w sobie. Warunkiem koniecznym dla handlu transgranicznego oraz podstawą dobrze funkcjonującego wewnętrznego rynku energii elektrycznej jest raczej tworzenie możliwości przepływu energii elektrycznej.

Rynek europejski jest coraz bardziej zregionalizowany. Wynika to z fizycznych możliwości systemów przesyłowych. Podział na regiony w zmienionych wytycznych dotyczących zarządzania ograniczeniami przesyłowymi oraz regionalne inicjatywy podejmowane przez ERGEG usankcjonowały podejście regionalne. Regionalizację należy jednak traktować jako krok do stworzenia rynku ogólnoeuropejskiego. Nie istnieją specjalne przyczyny, dla których rynek energii elektrycznej miałby się znacznie różnić pomiędzy poszczególnymi regionami.

Zmienione wytyczne dotyczące zarządzania ograniczeniami przesyłowymi weszły w życie dnia 1 grudnia 2006 r. Trwają prace nad wytycznymi dotyczącymi rozliczeń międzyoperatorskich i ujednolicenia taryf. Powinny one być przyjęte przez Komisję w 2007 r. Posłużą one wdrożeniu przepisów rozporządzenia nr 1228/2003, z wyjątkiem zasad dotyczących bezpieczeństwa i niezawodności. W międzyczasie pojawiły się nowe problemy, które nie zostały uwzględnione w rozporządzeniu. Poniższa, wstępna lista dotyczy bieżących kwestii związanych z handlem transgranicznym, z których tylko część została w pełni objęta zakresem rozporządzenia. Z drugiej strony w przypadku większości tych problemów zostały już podjęte odpowiednie inicjatywy ERGEG:

6. Zasada bezpieczeństwa i niezawodności: zasady obowiązujące między operatorami systemów przesyłowych, zapewniające bezpieczne funkcjonowanie sieci. Polecenie przyjęcia wytycznych przez Komisję zostało uwzględnione w art. 8 rozporządzenia nr 1228/2003.

7. Zasady podłączenia do sieci: rządzące relacjami pomiędzy operatorami systemów przesyłowych i klientami (wytwórcami energii elektrycznej, operatorami sieci dystrybucji i dużymi odbiorcami).

8. Zasady obrotu energią elektryczną: ujednolicenie zasad, terminów i produktów, w tym dla rynku dnia bieżącego.

9. Zasady przejrzystości: szczegółowe zasady wymiany i publikacji danych pomiędzy uczestnikami rynku. Zostały one uwzględnione w zmienionych wytycznych dotyczących zarządzania ograniczeniami przesyłowymi.

10. Zasady dotyczące bilansowania i rezerw energii elektrycznej: dążenie do dalszej integracji rynku rezerw i bilansującego. Kwestia równowagi transgranicznej została poruszona w zmienionych wytycznych dotyczących zarządzania ograniczeniami przesyłowymi.

11. Zasady wymiany danych i rozliczeń: dążenie do integracji rynku detalicznego poprzez wprowadzanie jednolitych zasad wymiany danych i rozliczeń.

12. Zasady ulg inwestycyjnych, w tym sygnały lokalizacyjne: stworzenie europejskiego modelu skutecznych sygnałów inwestycyjnych dla inwestycji zarówno w produkcję energii, jak i w sieci przesyłowe.

Należy jeszcze ustalić zakres i szczegółowość zasad; potrzebne są też dalsze badania zanim wprowadzi się konkretne przepisy. Nie ulega jednak wątpliwości, że do dalszej integracji rynku wewnętrznego niezbędne są spójne przepisy, jak to zostało przedstawione w komunikacie Komisji dotyczącym perspektyw wewnętrznego rynku gazu i energii elektrycznej[12]. Wiele z takich przepisów już obowiązuje na poziomie poszczególnych państw lub przedsiębiorstw. Niekompatybilność tych zasad może okazać się jedną z większych przeszkód w integracji rynku. Powyższy komunikat pokazuje, jaką rolę powinni odgrywać regulatorzy w opracowywaniu, monitorowaniu i egzekwowaniu przepisów oraz jaki powinien być udział operatorów systemów przesyłowych w procesie.

Załącznik 1: Metody zarządzania ograniczeniami przesyłowymi stosowane w Europie (źródło – sprawozdanie ETSO: Przegląd aktualnych metod zarządzania transgranicznymi ograniczeniami przesyłowymi stosowanych w Europie, maj 2006 r., An Overview of Current Cross-border Congestion Management Methods in Europe, May 2006 )

Rynek dnia następnego

Załącznik 2: Taryfy przesyłowe obowiązujące w Europie (źródło: sprawozdanie ETSO z 2006 r.: Przegląd taryf przesyłowych w Europie w 2005 r., ETSO Overview of transmission tariffs in Europe: Synthesis 2005 )

[pic]

[pic]

[1] Dz.U. L 176 z 15.7.2003, str.1.

[2] 2006/770/WE: decyzja Komisji z dnia 9 listopada 2006 r. zmieniająca Załącznik do rozporządzenia (WE) nr 1228/2003 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej , Dz.U. L 312, z 11.11.2006, str.59–65

[3] Źródła: UCTE, Nordel, DTi, operatorzy systemów przesyłowych w krajach bałtyckich

[4] Badanie przeprowadzone na mocy art. 17 rozporządzenia (WE) nr 1/2003 dotyczące europejskiego sektora gazu i energii elektrycznej COM(2006)851, por. część b II.3 Integracja rynku.

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

[6] Badanie przeprowadzone na mocy art. 17 rozporządzenia (WE) nr 1/2003 dotyczące europejskiego sektora gazu i energii elektrycznej COM(2006)851, por. część b II.3 Integracja rynku, por. część b II.3.5.3

[7] Informacje zebrane ze stron internetowych biur aukcyjnych. Przyjmuje się, że opłata na każdym połączeniu jest dzielona po połowie pomiędzy operatorów systemów przesyłowych.

[8] Nordel

[9] Wystarczalność wytwarzania energii elektrycznej: ocena europejskich połączonych systemów elektroenergetycznych w latach 2008-2015, maj 2006 r., ETSO

[10] Dz.U. L 175 z 15.7.2003, str. 37.

[11] Dz.U. L 33 z 4.2.2006, str. 22.

[12] Perspektywy dla wewnętrznego rynku gazu i energii elektrycznej, COM(2006)841.

Aukcje typu implicit

Aukcje typu explicit

Brak ograniczeń

Ograniczenie dostępu

Inne metody