[pic] | COMISIA EUROPEANĂ |

Bruxelles, 17.11.2010

COM(2010) 677 final

COMUNICAREA COMISIEI CĂTRE PARLAMENTUL EUROPEAN, CONSILIU, COMITETUL ECONOMIC ȘI SOCIAL EUROPEAN ȘI COMITETUL REGIUNILOR

Priorități în domeniul infrastructurii energetice ante și post 2020Plan de realizare a unei rețele energetice europene integrate

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

COMUNICAREA COMISIEI CĂTRE PARLAMENTUL EUROPEAN, CONSILIU, COMITETUL ECONOMIC ȘI SOCIAL EUROPEAN ȘI COMITETUL REGIUNILOR

Priorități în domeniul infrastructurii energetice ante și post 2020Plan de realizare a unei rețele energetice europene integrate

CUPRINS

1. Introducere 4

2. Provocările în materie de infrastructuri necesită reacții imediate 6

2.1. Rețelele electrice și stocarea energiei electrice 6

2.2. Rețelele și stocarea de gaze naturale 6

2.3 Rețele urbane de termoficare și răcire 6

2.4. Captarea, transportul și stocarea CO2 (CSC) 6

2.5. Infrastructurile de transport și rafinare a țițeiului și olefinei 6

2.6. Piața va realiza majoritatea investițiilor, dar obstacolele nu vor fi complet înlăturate 6

2.7. Necesarul de investiții și deficitul de finanțare 6

3. Planul de realizare a infrastructurii energetice: O nouă metodă de planificare strategică 6

4. Priorități în domeniul infrastructurii energetice ante și post 2020 6

4.1. Coridoare prioritare pentru electricitate, gaz și petrol 6

4.1.1. Pregătirea rețelei electrice din UE pentru 2020 6

4.1.2. Diversitatea surselor de aprovizionare cu gaz a unei rețele UE flexibile și interconectate integral 6

4.1.3. Asigurarea securității aprovizionării cu petrol 6

4.1.4. Implementarea tehnologiilor pentru rețelele inteligente 6

4.2. Pregătirea rețelelor pe termen mai lung 6

4.2.1. Autostrăzile europene ale electricității 6

4.2.2. Infrastructura europeană de transport al CO2 6

4.3. De la priorități la proiecte 6

5. Instrumente pentru accelerarea implementării 6

5.1. Grupări regionale 6

5.2. Proceduri mai rapide și mai transparente de acordare a autorizațiilor 6

5.3. Metode mai bune și informații mai pertinente pentru factorii de decizie și pentru cetățeni 6

5.4. Crearea unui cadru stabil de finanțare 6

5.4.1. Mobilizarea surselor private prin îmbunătățirea repartizării costurilor. 6

5.4.2. Optimizarea efectului de levier asupra surselor publice și private prin reducerea riscurilor investiționale 6

6. Concluzii și perspective 6

ANEXĂ 6

1. Introducere 6

2. Evoluția cererii și ofertei de energie 6

3. Coridoare prioritare pentru electricitate, gaz și petrol 6

3.1. Pregătirea rețelei electrice din UE pentru 2020 6

3.1.1. Rețeaua offshore din mările septentrionale 6

3.1.2. Interconexiunile din sud-vestul Europei 6

3.1.3. Conexiuni în Europa Centrală și în Europa de Sud-Est 6

3.1.4. Realizarea Planului de interconectare a pieţelor energetice din zona baltică (BEMIP) 6

3.2. Diversificarea surselor de aprovizionare cu gaz a unei rețele UE flexibile și interconectate integral 6

3.2.1. Coridorul sudic 6

3.2.2. Interconexiunile de gaz nord-sud în Europa de Est 6

3.2.3. Realizarea Planului de interconectare a pieţelor gazului din zona baltică 6

3.2.4. Coridorul nord-sud din vestul Europei 6

3.3. Asigurarea securității aprovizionării cu petrol 6

3.4. Implementarea tehnologiilor pentru rețelele inteligente 6

4. Pregătirea rețelelor pe termen lung 6

4.1. Autostrăzile europene ale electricității 6

4.2. Infrastructura europeană de transport al CO2 6

1. Introducere

Infrastructura energetică europeană este coloana vertebrală a economiei noastre. Obiectivele strategice ale UE în materie de politică energetică, precum și obiectivele economice Europa 2020, nu pot fi realizate fără o schimbare semnificativă a modului în care se dezvoltă infrastructura europeană. Reconstrucția sistemului nostru energetic pentru adaptarea la un viitor caracterizat de emisii reduse de carbon nu reprezintă doar o obligație a industriei energetice. Evoluția tehnologică, creșterea eficienței, reziliența la schimbările climatice vor fi elemente necesare. Acestea nu pot fi realizate individual de către statele membre, ci la nivel european, cu ajutorul atât al unei strategii, cât și al unei finanțări adecvate.

Politica energetică a Europei, aprobată de Consiliul European în martie 2007[1], stabilește obiectivele de bază ale Uniunii în materie de politică energetică: competitivitate, durabilitate și securitatea aprovizionării . În anii care urmează, trebuie să se realizeze piața internă a energiei și, până în 2020, sursele regenerabile trebuie să contribuie cu 20% la consumul (nostru) final de energie, emisiile de gaze cu efecte de seră trebuie să scadă cu 20%[2], iar eficiența energetică trebuie să determine o reducere cu 20% a consumului de energie. În contextul unei concurențe internaționale tot mai accentuate pentru resursele planetei, UE trebuie să asigure, la prețuri rezonabile, securitatea aprovizionării celor 500 de milioane de cetățeni ai săi. Importanța relativă a surselor de energie se va schimba. UE va deveni și mai dependentă de importurile de combustibili fosili, mai ales de gaz și petrol, iar cererea de energie electrică va crește semnificativ.

Comunicarea Energie 2020 [3], adoptată la 10 noiembrie 2010, invită la schimbarea modului în care planificăm, construim și operăm infrastructurile și rețelele noastre energetice. Infrastructurile energetice se află în prima linie a inițiativei strategice[4] intitulate „O Europă eficientă din punctul de vedere al utilizării resurselor”.

Existența unor rețele energetice adecvate, integrate și fiabile este o condiție prealabilă esențială nu numai pentru îndeplinirea obiectivelor UE în materie de politică energetică, ci și pentru strategia economică a UE. Dezvoltarea infrastructurii energetice va permite Uniunii Europene să realizeze o piață internă a energiei funcțională la nivel optim, va crește gradul de securitate a aprovizionării, va permite integrarea noilor surse de energie regenerabile, va crește eficiența și va permite consumatorilor să beneficieze de noi tehnologii și de utilizarea inteligentă a energiei.

UE plătește prețul infrastructurii sale uzate moral și interconectate deficitar. În ianuarie 2009, soluționarea crizei gazului din Europa de Est a fost împiedicată de lipsa opțiunilor de inversare a fluxului și de infrastructuri de interconectare și stocare necorespunzătoare. Dezvoltarea rapidă a generării de electricitate în instalații eoliene offshore aflate în regiunile Mării Nordice și a Mării Baltice este încetinită de conexiunile insuficiente la rețea, atât onshore, cât și offshore. Dezvoltarea potențialului enorm al Europei de Sud și Africii de Nord se va dovedi imposibilă fără creșterea numărului de interconexiuni în interiorul UE și cu țările învecinate. Riscul și costul perturbărilor și risipei va deveni mult mai mare dacă UE nu investește urgent în rețele energetice inteligente, eficace și competitive și dacă nu își exploatează potențialul de realizare a unor îmbunătățiri în ceea ce privește eficiența energetică.

Pe termen mai lung, aceste chestiuni sunt completate de obiectivul UE în materie de decarbonizare, respectiv reducerea cu 80-95% a emisiilor de gaze cu efect de seră până în 2050, și determină necesitatea unor evoluții ulterioare precum infrastructura pentru o stocare masivă e energiei electrice, încărcarea autovehiculelor electrice și transportul și stocarea CO2 și a hidrogenului. Infrastructurile construite în următorul deceniu vor fi încă utilizate în jurul anului 2050. Este așadar esențial să nu pierdem din vedere obiectivul pe termen lung . În 2011, Comisia intenționează să elaboreze o fișă de parcurs cuprinzătoare pentru 2050, care va prezenta diferite scenarii ale mixului energetic, va descrie modalitățile prin care Europa poate să realizeze obiectivul decarbonizării pe termen lung și va expune implicațiile deciziilor luate în materie de politică energetică. Prezenta comunicare identifică harta infrastructurii energetice care va fi necesară în vederea realizării obiectivelor noastre energetice pentru 2020. Fișele de parcurs pentru 2050 în domeniul economiei cu emisii reduse de carbon și al energiei vor avea rolul de a documenta și de a îndruma implementarea infrastructurii energetice a UE prin conturarea unei viziuni pe termen lung.

Infrastructurile energetice planificate astăzi trebuie să fie compatibile cu opțiunile strategice pe termen lung.

Pentru coordonarea și optimizarea dezvoltării rețelei la scară continentală, este necesară o nouă politică a UE în domeniul infrastructurii energetice. Ea va permite UE să culeagă toate roadele unei rețele europene integrate, care depășește valoarea componentelor sale individuale. O strategie europeană pentru infrastructuri energetice deplin integrate, bazată pe tehnologii inteligente și cu emisii reduse de carbon, va reduce costurile decarbonizării prin intermediul economiilor de scară realizate de fiecare stat membru. O piață europeană complet interconectată va îmbunătăți securitatea aprovizionării și va contribui la stabilizarea prețurilor pentru consumatori, prin asigurarea unei direcționări optime a electricității și gazului. Rețelele europene care vor include, după caz, țările învecinate, vor facilita climatul concurențial pe piața unică a energiei din UE și vor consolida solidaritatea dintre statele membre. Mai presus de toate, o infrastructură europeană integrată va asigura accesul cetățenilor și al întreprinderilor din Europa la surse de energie accesibile din punctul de vedere al prețurilor. Acest fapt va contribui la rândul său la îndeplinirea obiectivului strategic al Europei pentru 2020, de menținere a unei baze industriale puternice, diversificate și competitive în Europa.

Există două chestiuni specifice care trebuie abordate, respectiv autorizarea și finanțarea proiectelor. Autorizarea și cooperarea transfrontalieră trebuie să devină mai eficiente și mai transparente, pentru a crește gradul de receptivitate al publicului și pentru a grăbi realizarea. Trebuie găsite soluții financiare care să corespundă necesarului investițional, estimat la un bilion de euro pentru următorii zece ani, jumătate din această sumă fiind necesară numai pentru rețelele energetice. Tarifele reglementate și taxele de congestionare vor reprezenta mare parte a acestor investiții în rețea. Însă actualul cadru de reglementare nu va găzdui toate investițiile necesare și nu va facilita realizarea lor cu promptitudinea dorită , în special din cauza externalităților pozitive necomerciale sau a valorii adăugate la nivel regional sau european a unor proiecte cu beneficii directe limitate la nivel național sau local. Încetinirea ritmului de investire în infrastructură a fost din păcate accentuată de recesiune.

Demersurile pentru o nouă strategie energetică a UE se bucură de sprijinul deplin al șefilor de state și guverne din Europa. În martie 2009, Consiliul European[5] a invitat la realizarea unei revizuiri temeinice a cadrului Rețelelor transeuropene de energie (TEN-E)[6], prin adaptarea sa în paralel la provocările expuse mai sus și la noile responsabilități conferite Uniunii prin articolul 194 din Tratatul de la Lisabona.

Prezenta comunicare trasează un plan care dorește să confere UE o perspectivă asupra măsurilor necesare pentru eficientizarea rețelelor noastre. Ea prezintă o nouă metodă de planificare strategică în vederea cartografierii infrastructurilor necesare, pentru selecționarea celor care sunt de interes european pe baza unei metodologii clare și transparente și oferă un instrumentar prin care să se realizeze implementarea lor rapidă, inclusiv modalități de accelerare a procesului de autorizare, de îmbunătățire a alocării costurilor și de depistare a surselor de finanțare care să mobilizeze investițiile private.

2. Provocările în materie de infrastructuri necesită reacții imediate

Provocarea în materie de interconectare și adaptare a infrastructurii noastre energetice la noile necesități este importantă, urgentă și privește toate sectoarele[7].

2.1. Rețelele electrice și stocarea energiei electrice

Rețelele electrice trebuie actualizate și modernizate pentru a face față cererii tot mai mari datorate unei schimbări importante survenite în ceea ce privește ansamblul lanțului valoric și mixului energetic și multiplicarea aplicațiilor și tehnologiilor care folosesc electricitatea ca sursă de energie (pompe de căldură, vehicule electrice, hidrogen și pile de combustie[8], sisteme informatice și de comunicații etc.). Rețelele trebuie totodată extinse și actualizate urgent, pentru a promova integrarea pe piață și pentru a menține nivelurile existente de securitate a sistemelor, dar mai ales pentru transportul și echilibrarea electricității generate din surse regenerabile , al cărei volum se estimează că va crește de peste două ori în perioada 2007-2020[9]. O parte importantă a capacităților de generare va fi concentrată în locuri aflate la depărtare de centrele principale de consum sau de stocare. Se estimează că în 2020 un procent de până la 12% va proveni din instalațiile offshore localizate în principal în mările septentrionale. Alte părți importante vor proveni din instalațiile solare terestre și din parcurile eoliene din zona sudică a Europei sau din instalațiile de biomasă din Europa Centrală și de Est. Generarea descentralizată va câștiga teren pe tot cuprinsul continentului. Prin intermediul unei rețele interconectate și inteligente dotată inclusiv cu o capacitate mare de stocare , costurile adoptării energiei din surse regenerabile pot scădea, dat fiind că nu se poate obține o eficiență maximă decât la scară paneuropeană. Pe lângă aceste cerințe pe termen scurt, rețelele electrice vor trebui să evolueze într-un mod mai substanțial pentru a permite trecerea la un sistem electric decarbonizat în perspectiva 2050, sprijinit de noi tehnologii de transport al energiei pe distanțe lungi și la tensiune înaltă și pe noi tehnologii de stocare a electricității capabile să integreze cote tot mai mari de energie din surse regenerabile, provenită din interiorul sau din exteriorul UE.

În același timp, rețelele trebuie să devină mai inteligente. Realizarea obiectivelor UE 2020 în materie de eficiență energetică și surse regenerabile nu va fi posibilă fără un aport mai mare de inovare și inteligență în rețele, atât la nivelul transmisiei, cât și al distribuției, adus în special prin tehnologiile informației și comunicației. Acestea vor fi esențiale pentru gestionarea componentei cererii și pentru alte servicii specifice rețelelor inteligente . Rețelele electrice inteligente vor facilita transparența și vor permite consumatorilor să gestioneze aparatele electrocasnice pentru a economisi energie, pentru a facilita generarea la nivel local și pentru a reduce costurile. Aceste tehnologii vor facilita creștere competitivității și rolului de lider tehnologic mondial al industriei din UE, inclusiv a IMM-urilor.

2.2. Rețelele și stocarea de gaze naturale

Dacă aprovizionarea cu gaz natural este asigurată, acesta va juca în continuare un rol esențial în mixul energetic al UE în deceniile care urmează și va deveni mai important în calitate de combustibil de rezervă pentru generarea de electricitate variabilă. Deși pe termen lung resursele neconvenționale și de biogaz pot contribui la reducerea dependenței de importuri cu care se confruntă UE, pe termen lung epuizarea resurselor convenționale autohtone de gaze naturale va necesita importuri suplimentare și diversificate. Rețelele de gaz trebuie să facă față unor cerințe suplimentare în materie de flexibilitate în cadrul sistemului, nevoii de conducte bidirecționale, unor capacități extinse de stocare și unei aprovizionări flexibile, inclusiv cu gaz natural lichefiat (GNL) și cu gaz natural comprimat (GNC). În același timp, piețele rămân fragmentate și monopoliste și își mențin obstacolele în calea concurenței deschise și loiale. Dependența de o sursă unică , accentuată de lipsa infrastructurii, este caracteristică Europei de Est. Este nevoie ca până în 2020 să se realizeze un portofoliu diversificat al surselor și rutelor fizice de gaz din UE și o rețea bidirecțională de gaz, acolo unde este cazul[10]. Acest demers trebuie strâns relaționat la strategia UE în privința țărilor terțe, în special în ceea ce privește furnizorii și țările de tranzit.

2.3 Rețele urbane de termoficare și răcire

Generarea de energie termică conduce adesea la pierderi de conversie, în timp ce resursele naturale sunt consumate în apropiere pentru a produce căldură sau frig în sisteme separate. Acest lucru este atât ineficient, cât și costisitor. În mod similar, resursele naturale precum apa mării sau apele subterane sunt rar utilizate pentru răcire, în ciuda costurilor mult mai reduse pe care le-ar presupune această abordare. Dezvoltarea și modernizarea rețelelor de termoficare și răcire trebuie așadar promovată ca o chestiune prioritară în toate aglomerațiile urbane de mari dimensiuni, unde condițiile locale sau regionale pot justifica acest lucru din punct de vedere al necesarului de încălzire sau răcire, al infrastructurilor existente sau planificate și al compoziției producției de electricitate etc. Aceste aspecte vor fi abordate în Planul de eficiență energetică și în parteneriatul inovator intitulat „Orașe inteligente”, a cărui lansare este preconizată să aibă loc la începutul anului 2011.

2.4. Captarea, transportul și stocarea CO 2 (CSC)

Tehnologiile CSC ar putea reduce la scară largă emisiile de CO2, permițând în același timp utilizarea combustibililor fosili, care ar rămâne în deceniile următoare o sursă importantă de generare a electricității. Tehnologia CSC, împreună cu avantajele și dezavantajele ei, se află în curs de testare în instalații pilot care vor fi racordate la rețea în 2015. Se estimează că adoptarea la scară comercială a tehnologiei CSC pentru generarea de electricitate și pentru aplicații industriale va avea loc după 2020, urmând ca, în jur de 2030, această adoptare să se capete o dimensiune globală. Datorită faptului că potențialele situri de depozitare a CO2 nu au o distribuție geografică regulată în Europa și că unele state membre, ținând cont de nivelul important al emisiilor de CO2 pe care le generează, au doar un potențial limitat de stocare intrafrontalieră, ar putea deveni necesară construirea unei infrastructuri transfrontaliere de conducte și a unei infrastructuri amplasate în mediul maritim.

2.5. Infrastructurile de transport și rafinare a țițeiului și olefinei

Dacă politicile în domeniile climei, transportului și eficienței energetice rămân neschimbate, se estimează că în 2030 țițeiul va reprezenta 30% din energia primară și că o parte importantă a carburanților pentru transporturi va fi de origine petrolieră. Securitatea aprovizionării depinde de integritatea și de flexibilitatea întregului lanț al aprovizionării , de la țițeiul furnizat rafinăriilor la produsul final distribuit consumatorilor. În același timp, forma viitoare a infrastructurii de transport al țițeiului și produselor petroliere va fi determinată și de evoluțiile din sectorul european al rafinăriilor, care în prezent este confruntat cu o serie de probleme, după cum se evidențiază în Documentul de lucru al serviciilor Comisiei care însoțește prezenta comunicare.

2.6. Piața va realiza majoritatea investițiilor, dar obstacolele nu vor fi complet înlăturate

Măsurile strategice și legislative adoptate de UE începând cu 2009 au format o bază solidă și rezistentă a planificării infrastructurii europene. Cel de- al treilea pachet legislativ privind piața internă a energiei [11] a pus bazele planificării și investițiilor în rețelele europene, prin crearea cerinței ca operatorii de sisteme de transport (OST) să coopereze și să elaboreze planuri naționale și europene decenale de dezvoltare a rețelelor (TYNDP) pentru electricitate și gaz, în cadrul rețelei europene a OST (ENTSO) și prin stabilirea de reguli de cooperare a organismelor naționale de reglementare în materie de investiții transfrontaliere, în cadrul Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei (ACER).

Cel de-al treilea pachet impune obligația ca organismele de reglementare să ia în considerare impactul deciziilor lor asupra ansamblului pieței interne a UE. Aceasta înseamnă că ele trebuie să evalueze investițiile nu numai pe baza beneficiilor pentru statul membru respectiv, ci și pentru UE în ansamblul său. Însă stabilirea tarifelor rămâne axată pe piața națională, iar deciziile majore referitoare la proiectele de interconectare a infrastructurii se iau tot la nivel național. În mod tradițional, organismele naționale de reglementare au vizat reducerea tarifelor și, din această perspectivă, tind să nu aprobe rata de recuperare a investiției în cazul proiectelor cu beneficii regionale mai mari sau cu repartizarea dificilă a costurilor la nivel transfrontalier, al proiectelor care aplică tehnologii inovatoare sau al proiectelor care au ca scop numai securitatea aprovizionării.

În plus, odată consolidată și extinsă, schema de comercializare a certificatelor de emisii (ETS) va determina unificarea pieței europene a carbonului. Prețurile carbonului ETS influențează deja mixul optimal de aprovizionare cu electricitate și orientarea către sursele de aprovizionare sărace în carbon, iar impactul lor va crește.

Regulamentul privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale [12] va spori capacitatea de reacție a UE în situații de criză, printr-o rezistență mai mare a rețelei, prin standarde comune pentru securitatea aprovizionării și prin echipamente suplimentare. Regulamentul identifică de asemenea obligații clare aplicabile investițiilor în rețele.

Industria de profil, OST și organismele de reglementare au semnalat că procedurile de autorizare anevoioase și incerte reprezintă unul din principalele motive ale întârzierilor înregistrate în implementarea proiectelor de infrastructură, în special în ceea ce privește energia electrică[13]. Adesea, de la începerea proiectării și până la darea în funcțiune finală a unei linii electrice, trec mai mult de 10 ani[14]. Proiectele transfrontaliere întâmpină un grad și mai mare de rezistență, deoarece sunt percepute în mare măsură ca fiind simple „linii de tranzit”, care nu aduc beneficii la nivel local. În domeniul energiei electrice, se estimează că, întârzierile rezultate împiedică realizarea a 50% dintre proiectele comercial viabile până în 2020[15]. Acest fapt poate să compromită serios transformarea UE într-o economie cu emisii reduse de carbon și eficientă din punctul de vedere al resurselor, amenințându-i competitivitatea. În cazul proiectelor offshore, lipsa coordonării, a planficării strategice și a alinierii cadrelor naționale de reglementare încetinește întregul proces și crește riscul apariției unor conflicte ulterioare cu alte utilizări ale resurselor maritime.

2.7. Necesarul de investiții și deficitul de finanțare

Pentru a putea îndeplini obiectivele în materie de politică energetică și climă, de acum și până în 2020 trebuie să investim aproximativ un bilion de euro în sistemul nostru energetic [16]. Jumătate din această sumă va fi necesară pentru rețele, inclusiv pentru distribuția și transportul energiei electrice și al gazului, pentru stocare și pentru rețelele inteligente.

Din totalul investițiilor necesare, aproximativ 200 de miliarde de euro sunt necesare numai pentru rețelele de transport al energiei . Însă, până în 2020, numai 50% din investițiile necesare pentru rețelele de transport vor fi suportate de piață. Aceasta generează un deficit de aproximativ 100 de miliarde de euro. O parte a acestui deficit poate fi pusă pe seama întârzierii cu care se obțin autorizațiile de mediu și de construcție, a dificultății accesului la finanțare și a lipsei unor instrumente corespunzătoare de reducere a riscurilor, în special în cazul proiectelor cu externalități pozitive și cu beneficii ample la nivel european, dar fără o justificare comercială suficientă[17]. Trebuie să ne dirijăm eforturile în direcția dezvoltării pieței interne a energiei, care este esențială pentru stimularea investițiilor sectorului privat în infrastructura energetică, care la rândul său va contribui la reducerea deficitului financiar în anii ce urmează.

Costul nerealizării acestor investiții sau al absenței unei coordonări la nivelul UE pentru a le realiza ar fi unul enorm , după cum s-a demonstrat în cazul dezvoltării instalațiilor eoliene offshore, soluțiile la nivel național putând fi cu 20% mai costisitoare. Realizarea tuturor investițiilor necesare în infrastructura de transport este de natură să creeze un plus de 775 000 de locuri de muncă în perioada 2011-2020 și să adauge 19 miliarde de euro la PIB-ul nostru până în 2020[18], față de creșterea prefigurată într-un scenariu de menținere a situației actuale ( business-as-usual ). Mai mult, aceste investiții vor contribui la promovarea diseminării tehnologiilor UE. Industria UE, inclusiv IMM-urile, este un producător foarte important de tehnologii pentru infrastructurile energetice. Actualizarea infrastructurii energetice a UE este o ocazie de intensificare a competitivității și de subliniere a rolului de lider mondial al UE în domeniul tehnologiei.

3. Planul de realizare a infrastructurii energetice: O nouă metodă de planificare strategică

Realizarea infrastructurilor energetice de care Europa are nevoie în următoarele decenii necesită formularea unei politici complet noi în materie de infrastructură, bazată pe o viziune europeană. Aceasta înseamnă și schimbarea actualei practici a TEN-E, caracterizată de liste de proiecte lungi, predefinite și inflexibile. Comisia propune o nouă metodă care să includă următoarele etape:

- Identificarea hărții infrastructurii energetice necesare pentru realizarea unei super-rețele europene inteligente, care să interconecteze rețele la nivel continental.

- Axarea pe un număr limitat de priorități europene , care trebuie implementate până în 2020 pentru a îndeplini obiectivele pe termen lung și care justifică optim acțiunile la nivel european.

- Pe baza unei metodologii convenite în prealabil, identificarea proiectelor concrete necesare pentru implementarea acestor priorități – declarate proiecte de interes european – într-o manieră flexibilă și pe baza cooperării regionale, pentru a răspunde la condițiile schimbătoare de pe piață și la dezvoltarea tehnologică.

- Sprijinirea implementării proiectelor de interes european prin intermediul unor noi instrumente , precum îmbunătățirea cooperării regionale, procedurile de autorizare, metodele și informațiile îmbunătățite destinate factorilor de decizie și cetățenilor și instrumentele financiare inovatoare.

4. Priorități în domeniul infrastructurii energetice ante și post 2020

Comisia propune următoarele priorități pe termen scurt și pe termen lung, care să pregătească infrastructura noastră energetică pentru secolul 21.

4.1. Coridoare prioritare pentru electricitate, gaz și petrol

4.1.1. Pregătirea rețelei electrice din UE pentru 2020

Primul plan decenal de dezvoltare a rețelei (TYNDP)[19] reprezintă o bază solidă pentru identificarea priorităților din sectorul infrastructurii pentru energia electrică. Însă planul nu ține seama suficient de investițiile în infrastructură determinate de noile capacități importante de generare offshore (în special cele eoliene din mările septentrionale[20]) și nu garantează o implementare rapidă, mai ales în privița interconexiunilor transfrontaliere. Pentru a asigura integrarea rapidă a capacităților de generare a energiei din surse regenerabile din Europa de Nord și de Sud și pentru a realiza o mai bună integrare pe piață , Comisia Europeană propune să se acorde o atenție deosebită următoarelor coridoare prioritare, care vor pregăti rețelele electrice ale UE pentru anul 2020.

1. Rețeaua offshore din mările septentrionale și racordarea la Europa de Nord și Centrală – pentru integrarea și conectarea capacităților de producție a energiei din mările septentrionale[21], care urmează a fi utilizată de centre de consum din Europa de Nord și Centrală și a instalațiilor de stocare din zona Alpilor și din țările nordice.

2. Interconexiuni în Europa de Sud-Vest pentru găzduirea energiei eoliene, a hiodroenergiei și a energiei solare, în special între Peninsula Iberică și Franța și extinderea conexiunilor cu Europa Centrală, în scopul optimizării utilizării resurselor de energie regenerabile din Africa de Nord și a infrastructurii existente între Africa de Nord și Europa.

3. Conexiuni în Europa Centrală, de Est și de Sud-Est – consolidarea rețelei regionale în direcția fluxurilor energetice nord-sud și est-vest, pentru a contribui la integrarea pieței și a surselor regenerabile, inclusiv conexiuni la capacitățile de stocare și integrarea „insulelor energetice”.

4. Realizarea planului de interconectare a pieţei energiei din zona baltică (BEMIP - Baltic Energy Market Interconnection Plan ) – integrara statelor baltice în piața europeană, prin consolidarea rețelelor lor interne și a interconexiunilor cu Finlanda, Suedia și Polonia și prin consolidarea rețelei interne a Poloniei și a interconexiunilor către est și vest.

4.1.2. Diversitatea surselor de aprovizionare cu gaz a unei rețele UE flexibile și interconectate integral

Scopul acestui domeniu prioritar este construirea infrastructurii necesare care să permită cumpărarea și vânzarea oriunde în UE a gazului provenit din orice sursă, indiferent de frontierele naționale. Aceasta ar asigura și securitatea cererii, prin crearea mai multor opțiuni și realizarea unei piețe mai vaste, unde producătorii de gaz să își vândă produsele. O serie de exemple pozitive din statele membre demonstrează că diversificarea este cheia unei concurențe mai active și a unei mai bune securități a aprovizionării . Deși la nivelul UE există trei coridoare în cazul cărora s-a realizat diversificarea surselor (și prin GNL), și anume coridorul nordic dinspre Norvegia, coridorul estic dinspre Rusia și coridorul mediteranean dinspre Africa, în unele regiuni încă prevalează dependența de o sursă unică. Fiecare regiune europeană trebuie să implementeze o infrastructură care să permită accesul fizic la cel puțin două surse diferite . În același timp, rolul de echilibrare deținut de gaz în generarea de electricitate variabilă și standardele de infrastructură introduse în regulamentul privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale impun cerințe suplimentare în materie de flexibilitate și cresc necesarul pentru conducte bidirecționale, pentru capacități extinse de stocare și pentru aprovizionarea flexibilă (GNL/GNC). Pentru atingerea acestor obiective, au fost identificate următoarele coridoare prioritare:

1. Coridorul sudic , pentru diversificarea surselor la nivelul UE și aducerea gazului din Bazinul Caspic, Asia Centrală și Orientul Mijlociu în UE.

2. Conectarea Mării Baltice, Mării Negre, Mării Adriatice și Mării Egee în special prin:

- Implementarea BEMIP și

- Coridorul nord-sud din Europa Centrală, de Est și Sud-Est.

3. Coridorul nord-sud din Europa Occidentală pentru eliminarea blocajelor interne și creșterea disponibilității pe termen scurt, prin care se va profita la maximum de toate sursele externe alternative, inclusiv de cele din Africa și se va optimiza structura existentă, mai ales instalațiile de GNL și unitățile de stocare.

4.1.3. Asigurarea securității aprovizionării cu petrol

Scopul acestei priorități este de a asigura furnizarea neîntreruptă de țiței în țările UE din Europa Centrală și de Est fără ieșire la mare, care sunt actualmente dependente de rute de aprovizionare limitate, în cazul în care rutele convenționale suferă perturbări de durată. Diversificarea surselor de petrol și rețelele de conducte interconectate sunt capabile să contribuie și la stoparea creșterii incidenței transportului naval de țiței, reducându-se astfel riscurile pentru mediu care pot fi create în zone deosebit de aglomerate și sensibile precum Marea Baltică și Bosfor. Acest lucru se poate realiza în mare parte în cadrul infrastructurii existente, prin consolidarea interoperabilității rețelei de conducte din Europa Centrală și de Est , realizată cu ajutorul interconectării diferitelor sisteme și eliminării blocajelor de capacitate și/sau al permiterii inversării fluxului.

4.1.4. Implementarea tehnologiilor pentru rețelele inteligente

Scopul acestei priorități este de a asigura cadrul necesar și stimulentele inițiale pentru investiții rapide într-o nouă infrastructură de rețea „inteligentă” pentru a sprijini i) o piață cu amănuntul competitivă, ii) o piață funcțională a serviciilor energetice, care să prezinte opțiuni reale pentru economisirea de energie și pentru eficiența energetică, iii) integrarea generării de energie din surse regenerabile și a generării distribuite și iv) integrarea noilor tipuri de cerere, precum cea pentru alimentarea vehiculelor electrice.

Comisia va evalua și necesitatea elaborării de noi texte legislative în scopul menținerii pe traseul optim a implementării rețelelor inteligente. În special, promovarea investițiilor în rețele inteligente și în contoare inteligente va necesita o evaluare temeinică a acelor aspecte ale rețelelor și contoarelor inteligente care trebuie reglementate ori standardizate și a ceea ce poate fi lăsat în seama pieței. Comisia va mai avea în vedere măsuri prin care să se garanteze că rețelele și contoarele inteligente aduc consumatorilor, producătorilor și operatorilor beneficiile scontate și în termeni de eficiență energetică. Rezultatele acestei evaluări și alte posibile măsuri vor fi publicate în decursul anului 2011.

În plus, Comisia va înființa o platformă de informare și transparență pentru rețelele inteligente , pentru a permite diseminarea celor mai actualizate experiențe și bune practici referitoare la implementarea în toată Europa, pentru a crea sinergii între diversele abordări și pentru a facilita dezvoltarea unui cadru de reglementare corespunzător. Stabilirea rapidă a standardelor tehnice și a unui nivel corespunzător de protecție a datelor va fi esențială pentru acest proces. În acest scop, trebuie accentuată focalizarea pe tehnologiile pentru rețele inteligente, în temeiul planului SET.

4.2. Pregătirea rețelelor pe termen mai lung

În contextul perspectivei pe termen mai lung care trebuie prezentată în Fișa de parcurs pentru 2050, UE trebuie să înceapă să proiecteze, să planifice și să construiască rețelele energetice ale viitorului, cu ajutorul cărora UE își va putea reduce și mai mult emisiile de gaze cu efect de seră. Această conjunctură unică trebuie valorificată. Pe termen lung, abordările costisitoare la nivel de stat membru sau la nivel de proiect și soluțiile nu tocmai corespunzătoare pot fi evitate numai printr-o abordare coordonată față de o infrastructură europeană optimizată.

4.2.1. Autostrăzile europene ale electricității

Viitoarele „autostrăzi ale electricității” trebuie să fie capabile: i) să facă față excedentului tot mai mare de energie electrică generată de instalațiile eoliene din mările septentrionale și din Marea Baltică și din jurul acestora și cantității din ce în ce mai mari de energie electrică obținută din surse regenerabile aflate în estul și sudul continentului și în Africa de Nord; ii) racordarea acestor noi huburi de generare la capacitățile importante de stocare din țările nordice și din Alpi, precum și la centrele importante de consum din Europa Centrală, precum și iii) gestionarea unei cereri și oferte de electricitate din ce în ce mai flexibile și mai descentralizate[22].

Așadar, Comisia Europeană propune lansarea imediată a lucrărilor în vederea stabilirii unui plan de dezvoltare pe module , care să permită darea în funcțiune a primelor autostrăzi până în 2020. Planul ar urma să pună și bazele extinderii lor în scopul facilitării dezvoltării, inclusiv transfrontaliere, a unor capacități de generare a energiei din surse regenerabile de mari dimensiuni și a unor potențiale evoluții ale noilor tehnologii de generare precum energia valurilor, energia eoliană și energia maremotrică. Scenariul optim ar fi ca lucrările să se desfășoare în cadrul Forumului de la Florența, organizat de Comisia Europeană și ENSTO-E, pe baza Inițiativei Europene privind Energia Electrică din Planul SET (EEGI) și a Inițiativei industriale europene pentru energia eoliană.

4.2.2. Infrastructura europeană de transport al CO 2

Acest domeniu prioritar include analizarea și acceptarea modalităților tehnice și practice de realizare a unei viitoare infrastructuri europene de transport al CO 2 . Cercetările ulterioare, coordonate de Inițiativa industrială europeană pentru captarea și stocarea carbonului, lansată în temeiul planului SET, vor permite începerea rapidă a planficării și dezvoltării infrastructurii la nivel european, în conformitate cu strategia de implementare comercială a acestei tehnologii post 2020. De asemenea, se va acorda sprijin cooperării regionale , pentru a stimula dezvoltarea punctelor importante ale viitoarei infrastructuri europene.

4.3. De la priorități la proiecte

Prioritățile susmenționate trebuie să fie transpuse în proiecte concrete și să conducă la stabilirea unui desfășurător . Primele liste de proiecte trebuie să fie gata în 2012 și să fie actualizate ulterior o dată la doi ani, în vederea furnizării de informații pentru actualizarea periodică a TYNDP.

Proiectele trebuie identificate și clasificate conform unor criterii acceptate și transparente , pentru ca numărul acestora să rămână limitat. Comisia își propune să își axeze lucrările pe următoarele criterii, care trebuie finisate și convenite de toate părțile interesate, în special de ACER:

- Energie electrică : contribuția la securitatea aprovizionării cu energie electrică; capacitatea de a conecta producția de energie din surse regenerabile și de a o transmite centrelor de consum sau de stocare; creșterea gradului de integrare a pieței și a concurenței; contribuția la eficiența energetică și la utilizarea energiei inteligente.

- Gaz : diversificare, prioritizarea diversificării surselor, diversificarea structurilor echivalente de aprovizionare și a rutelor, precum și sporirea competitivității ca urmare a creșterii nivelului de interconectare, a creșterii integrării pieței și a reducerii concentrării acesteia.

Proiectele identificate ar urma să fie examinate la nivelul UE pentru a se asigura coerența dintre priorități și regiuni și să fie clasificate în funcție de gradul de urgență a realizării, ținându-se cont de contribuția lor la realizarea priorităților și obiectivelor din tratat. Proiectelor care îndeplinesc criteriile vor fi etichetate drept „Proiecte de interes european” . Această etichetare va sta la baza unor evaluări și studii ulterioare[23] având ca reper acțiunile descrise în următoarele capitole. Etichetarea va avea rolul de a conferi o prioritate strategică respectivelor proiecte.

5. Instrumente pentru accelerarea implementării

5.1. Grupări regionale

Cooperarea regională, astfel cum a fost dezvoltată în cazul Planului de interconectare a pieţei energiei din zona baltică (BEMIP) sau al Inițiativei pentru o rețea offshore a țărilor cu deschidere la mările septentrionale (NSCOGI) a fost esențială pentru ajungerea la un acord în privința priorităților regionale și a implementării lor. Cooperarea regională obligatorie, creată în cadrul pieței interne a energiei, va contribui la accelerarea integrării pieței, în timp ce abordarea regională a fost benefică primului TYNDP pentru energie electrică.

Comisia este de părere că aceste platforme regionale specializate pot fi de folos la facilitarea planificării, implementării și monitorizării priorităților identificate și la elaborarea planurilor de investiții și a proiectelor concrete. Rolul inițiativelor regionale existente, stabilit în contextul pieței interne a energiei, trebuie consolidat, acolo unde este cazul, cu sarcini referitoare la planificarea infrastructurii, iar, la nevoie, se pot propune și structuri regionale ad-hoc . În această privință, strategiile UE pentru așa-numitele macroregiuni (precum Marea Baltică și regiunea Dunării) pot fi utilizate ca platforme de cooperare pentru acceptarea proiectelor transnaționale de către toate sectoarele.

În acest context, pentru a impulsiona noua metodă de planificare regională pe termen scurt, Comisia intenționează să înființeze un Grup la nivel înalt , bazat pe cooperarea țărilor din Europa Centrală și de Est, de exemplu, din grupul Vișegrad[24], menit să contureze un plan de acțiune, pe parcursul anului 2011, pentru conexiunile energetice nord-sud și est-vest (aplicabil gazului, țițeiului și energiei electrice).

5.2. Proceduri mai rapide și mai transparente de acordare a autorizațiilor

În martie 2007, Consiliul European a invitat Comisia „să prezinte propuneri având drept scop simplificarea procedurilor de aprobare”, ca răspuns la frecventele apeluri ale industriei pentru luarea unor măsuri de facilitare a procedurilor de acordare a autorizațiilor.

Răspunzând acestei necesități, Comisia va propune, în conformitate cu principiul subsidiarității, introducerea de măsuri de acordare a autorizațiilor pentru proiectele de „interes european” în scopul simplificării, al unei mai bune coordonări și al îmbunătățirii procesului actual, cu respectarea standardelor de siguranță și securitate și a legislației de mediu a UE[25]. Procedurile simplificate și îmbunătățite trebuie să asigure implementarea rapidă a proiectelor de infrastructură identificate, fără de care UE nu și-ar putea îndeplini obiectivele climatice și energetice. Mai mult, ele trebuie să fie transparente pentru toate părțile implicate și să faciliteze participarea publicului la procesul decizional prin asigurarea unor dezbateri deschise și transparente la nivel local, regional și național, cu scopul obținerii încrederii și acceptului public pentru instalațiile respective.

Îmbunătățirea procesului decizional poate fi realizată prin următoarele demersuri:

1. Instituirea unei autoriăți de contact (pe tiparul ghișeului unic ) pentru fiecare proiect de interes european, care să aibă rolul de interfață unică între dezvoltatorii proiectului și autoritățile competente implicat la nivel național, regional și/sau local, fără a aduce atingere competențelor acestora. Acestei autorități i-ar reveni rolul de coordonare a înregului proces de autorizare în cazul unui proiect dat și de diseminare în rândul părților interesate a informațiilor necesare în legătură cu procedurile administrative și procesul decizional. În acest cadru, statele membre ar avea competența deplină de alocare a puterii decizionale către diversele componente ale administrației și niveluri de autoritate. În cazul proiectelor transfrontaliere, trebuie explorată posibilitatea de coordonare sau de proceduri comune[26] pentru îmbunătățirea structurii proiectului și accelerarea etapei finale de autorizare.

2. Va fi studiată posibilitatea introducerii unui termen limită pentru luarea unei decizii fnale favorabile ori nefavorabile de către autoritatea competentă. Dat fiind că întârzierile se produc de obicei din cauza practicilor administrative deficitare, trebuie să se asigure că se realizează fiecare dintre demersurile necesare ale procesului într-un interval specific, respectându-se totodată regimurile juridice aplicabile ale statelor membre. Calendarul propus trebuie să permită o implicare rapidă și efectivă a publicului în procesul decizional. Drepturile cetățenilor de a contesta decizia autorităților trebuie clarificate și consolidate, odată cu integrarea lor în calendarul general. Se va mai analiza dacă, în cazul neluării niciunei decizii după expirarea termenului, unei autorități desemnate de statele membre în cauză i se pot conferi competențe speciale pentru adoptarea unei decizii într-un interval prestabilit.

3. Elaborarea de orientări în materie de creștere a transparenței și predictibilității procesului pentru toate părțile implicate (ministere, autorități regionale și locale, dezvoltatori de proiect și populații afectate). Aceste orientări ar avea scopul de a îmbunătăți comunicarea cu cetățenii, în vederea asigurării faptului că beneficiile și costurile sociale și economice și cele legate de securitatea aprovizionării sunt corect înțelese în cazul unui proiect și pentru a angaja toate părțile interesate într-o dezbatere transparentă și deschisă care să aibă loc într-o etapă incipientă a procesului. Ar putea fi incluse și cerințele minime în ceea ce privește indemnizarea populațiilor afectate. Mai precis, în cazul instalațiilor energetice transfrontaliere offshore, trebuie aplicată planificarea spațială maritimă, pentru a garanta un proces de planificare direct, coerent și mai bine informat.

4. În vederea facilitării condițiilor pentru construirea în timp util a infrastructurii necesare, trebuie avută în vedere posibilitatea acordării unor recompense și stimulente, inclusiv de natură financiară, regiunilor sau statelor membre care facilitează autorizarea rapidă a proiectelor de interes european. Ar putea fi luate în considerare și alte mecanisme de partajare a beneficiilor, inspirate de cele mai bune practici în materie de energie din surse regenerabile[27].

5.3. Metode mai bune și informații mai pertinente pentru factorii de decizie și pentru cetățeni

Pentru a sprijini regiunile și părțile interesate în procesul de identificare și implementare a proiectelor de interes european, Comisia va elabora un instrument specializat de sprijinire a politicilor și proiectelor , care să însoțească activitățile de planificare a infrastructurii și de dezvoltare a proiectelor la nivelul UE sau la nivel regional. Un atare instrument ar servi, printre altele, la elaborarea modelelor și previziunilor pentru întregul sistem energetic, comune pentru electricitate și gaz, și a unei metode comune de evaluare a proiectelor[28], potrivită pentru a reflecta provocările pe termen scurt și pe termen lung în materie de reziliență la schimbările climatice, cu scopul de a facilita prioritizarea proiectelor. Comisia va încuraja în egală măsură statele membre să coordoneze mai bine procedurile existente de evaluare în materie de mediu încă dintr-o etapă incipientă. Mai mult, vor fi dezvoltate instrumente care să explice mai bine publicului larg beneficiile unui proiect specific și să îl implice în proces. Aceste instrumente trebuie completate de informarea consumatorilor și cetățenilor cu privire la beneficiile dezvoltării infrastructurii și a rețelelor inteligente, în termeni de securitate a aprovizionării, de decarbonizare a sectorului energetic și de eficiență energetică.

5.4. Crearea unui cadru stabil de finanțare

Chiar dacă se rezolvă toate problemele legate de autorizare, se estimează că până în 2020 va rămâne un deficit de finanțare de aproximativ 60 de miliarde de euro , datorat în principal externalităților pozitive necomerciale ale proiectelor de interes european sau regional și riscului inerent pe care îl prezintă tehnologiile noi. Contrabalansarea acestui deficit este o provocare importantă și totodată o condiție prealabilă a construirii la timp a infrastructurilor prioritare. Prin urmare, este necesară o integrare mai mare a pieței interne a energiei pentru a stimula dezvoltarea infrastructurii și este nevoie de o acțiune coordonată la nivelul UE pentru a relaxa constrîngerile investiționale și pentru a reduce riscurile legate de proiecte.

Comisia propune să se lucreze pe două planuri: îmbunătățirea regulilor de alocare a costurilor și optimizarea efectului de levier al Uniunii Europene asupra finanțării publice și private.

5.4.1. Mobilizarea surselor private prin îmbunătățirea repartizării costurilor.

În Europa, infrastructurile de electricitate și gaz sunt sectoare reglementate, al căror model de afaceri este bazat pe tarife reglementate colectate de la utilizatori, care permit recuperarea investițiilor făcute ( principiul utilizatorul plătește ). Acesta va rămâne principiul central și pe viitor.

Cel de-al treilea pachet legislativ le impune organismelor de reglementare să ofere operatorilor de rețea stimulente tarifare corespunzătoare, atât pe termen scurt, cât și pe termen lung, pentru facilitarea integrării pieței și securitatea aprovizionării și pentru sprijinirea activităților conexe de cercetare[29]. Însă, deși noua regulă ar putea acoperi unele aspecte inovatoare ale proiectelor noi de infrastructură, ea nu este concepută pentru a aborda schimbările tehnologice majore, mai ales pe cele din sectorul energiei electrice (energie offshore și rețele inteligente).

Mai mult, stabilirea tarifelor rămâne un demers național și, ca atare, nu este întotdeauna propice promovării priorităților europene. Domeniul reglementar trebuie să recunoască faptul că, uneori, cea mai eficientă metodă prin care un OST poate să abordeze necesitățile consumatorilor este să investească într-o rețea din afara teritoriului său. Stabilirea unor atare principii ale alocării transfrontaliere a costurilor este esențială pentru integrarea completă a rețelelor energetice europene.

În absența unor principii convenite la nivel european, acest lucru va fi dificil de realizat, în special pentru că este necesară o coerență pe termen lung. Comisia intenționează să formuleze, în 2011, orientări sau o propunere legislativă care să vizeze, prin intermediul unor reguli tarifare și investiționale, repartizarea costurilor aferente proiectelor foarte complexe din punct de vedere tehnologic sau proiectelor transfrontaliere

Organismele de reglementare trebuie să ajungă la principii comune privind repartizarea costurilor aferente investițiilor în interconectare și tarifele conexe. În domeniul electricității, trebuie explorată necesitatea dezvoltării piețelor la termen pentru capacitatea de transport transfrontalier, iar în domeniul gazului, costurile investițiilor ar putea fi alocate OST din țările vecine, atât pentru investițiile obişnuite (bazate pe cererea de pe piață), cât şi pentru cele care au ca motiv securitatea aprovizionării.

5.4.2. Optimizarea efectului de levier asupra surselor publice și private prin reducerea riscurilor investiționale

În revizuirea bugetului, Comisia a subliniat necesitatea maximizării impactului intervenției financiare europene prin jucarea unui rol catalizator în mobilizarea, gruparea și multiplicarea resurselor financiare publice și private pentru infrastructurile de interes european. Acest lucru presupune maximizarea profitului societal în contextul împuținării resurselor, relaxarea constrângerilor la care sunt supuși investitorii, reducerea riscurilor specifice proiectelor, reducerea costurilor de finanțare și creșterea gradului de acces la capital. Se propune o abordare pe două fronturi:

În primul rând, Comisia va continua să consolideze parteneriatele UE cu instituțiile finanicare internaționale (IFI) și să se bazeze pe inițiativele comune existente în materie de finanțare și asistență tehnică[30] . Comisia va acorda o atenție deosebită sinergiilor care se dezvoltă în legătură cu aceste instrumente și, în cazul câtorva dintre ele, va examina posibilitatea de ajustare a conceptului de bază la sectorul infrastructurii energetice.

În al doilea rând, fără a aduce atingerii propuneri Comisiei pentru următorul cadrul financiar multianual post 2013, programată pentru iunie 2011, și ținând cont de rezultatele revizuirii bugetare[31], Comisia intenționează să propună un nou set de instrumente care să faciliteze integrarea priorităților energetice în diverse programe. Aceste instrumente trebuie să îmbine mecanisme financiare existente și inovatoare, care să fie diferite, flexibile și orientate către riscurile financiare și necesitățile specifice ale proiectelor, în toate etapele lor de dezvoltare . Pe lângă formele tradiționale de sprijin (granturi și subvenționarea dobânzilor), pot fi propuse soluții inovatoare bazate pe piață, care să răspundă la lipsa capitalului propriu și a finanţării prin împrumut. Vor fi examinate în special următoarele opțiuni: participarea la capital și sprijinirea fondurilor pentru infrastructură, mecanisme ţintite pentru obligaţiunile care servesc la finanţarea proiectelor, opțiune de evaluare a unui mecanism avansat de plată a capacităților legate de rețea, mecanisme de partajare a riscurilor (în special pentru riscurile prezentate de tehnologiile noi) și garanții pentru împrumuturi în cazul parteneriatelor public-private. Se va acorda o atenție deosebită facilitării investițiilor în proiecte care contribuie la realizarea obiectivelor pentru 2020, în proiecte care depășesc frontierele UE, în proiecte care permit implementarea tehnologiilor noi precum rețelele inteligente și în alte proiecte în cazul cărora piața nu poate aduce singură beneficii pentru întreaga UE.

6. Concluzii și perspective

Constrângerile asupra posibilităților de finanțare publică sau privată din anii următori nu trebuie să fie o scuză pentru amânarea construirii infrastructurii identificate și pentru realizarea investițiilor corespondente. Investițiile de astăzi sunt o condiție necesară pentru economiile viitoare și pot să reducă costurile generale ale realizării obiectivelor noastre strategice.

Pe baza opiniilor exprimate de instituții și de părțile interesate vizavi de acest plan, Comisia intenționează să elaboreze, în 2011, o propunere pentru un Instrument de securitate energetică și de infrastructură, care va include atât aspectele în materie de reglementare, cât și cele financiare identificate în prezenta comunicare.

ANEXĂ

Priorități în domeniul infrastructurii energetice ante și post 2020

1. Introducere

Prezenta anexă prezintă informații de ordin tehnic pe tema infrastructurilor europene prioritare prezentate în capitolul 4 al comunicării, a progresului implementării lor și a demersurilor necesare. Prioritățile alese derivă din provocările și schimbările majore prin care va trece sectorul energetic european în deceniile următoare, indiferent de incertitudinile care planează asupra cererii și ofertei în materie de surse specifice de energie.

Secțiunea 2 prezintă evoluția estimată a cererii și ofertei în fiecare sector energetic vizat de prezenta comunicare. Scenariile se bazează pe Actualizarea din 2009[32] a tendințelor din sectorul energetic pentru 2030, bazate pe cadrul de modelare PRIMES, și iau în considerare și exerciții de creare a unor scenarii desfăşurate de alte părți interesate. Scenariul de referință PRIMES pentru 2020 se bazează pe un set de politici convenite ale UE, respectiv pe două obiective cu caracter juridic obligatoriu (cota de 20% din consumul final de energie din surse regenerabile și reducerea cu 20% în 2020 a emisiilor de gaze cu efect de seră față de 1990, în timp ce scenariul de bază PRIMES se bazează numai pe continuarea politicilor deja implementate, fără să vizeze atingerea acestor obiective. Pentru perioada 2020 - 2030, PRIMES pleacă de la premisa că nu se vor lua măsuri strategice noi. Aceste evoluții permit identificarea tendințelor majore care vor direcționa dezvoltarea infrastructurii în deceniile care urmează[33].

În secțiunile 3 și 4, priorităţile în materie de infrastructură (Harta 1) identificate în comunicare sunt prezentate din perspectiva situației și provocărilor care trebuie soluţionate în fiecare caz în parte și beneficiează, după caz, de explicații de natură tehnică în privința recomandărilor făcute în comunicare. Se înțelege că prezentările priorităților variază în ceea ce privește:

- natura și maturitatea: anumite priorități privesc proiecte foarte specifice de infrastructură care pot fi, în anumite cazuri, foarte avansate din punct de vedere al elaborării și dezvoltării. Altele vizează concepte mai largi și adesea mai noi, care necesită o muncă suplimentară semnificativă înainte de a fi transpuse în proiecte concrete.

- domeniul de aplicare: majoritatea priorităților se axează pe o anumită regiune geografică (atât autostrăzile electricității, cât și rețelele de CO2 acoperă aproape toate statele membre ale UE). Rețelele inteligente reprezintă însă o prioritate tematică, de interes pentru UE.

- nivelul de angajament propus în recomandări: în funcție de natura și maturitatea priorităților, recomandările se concentrează pe evoluții concrete sau abordează o gamă mai largă de aspecte, inclusiv pe cele legate de cooperarea regionala, de planificare și reglementare, de standardizare și de conceptul de piață sau de cercetare și dezvoltare.

[pic]

Harta 1: Coridoare prioritare pentru electricitate, gaz și petrol

2. EVOLUțIA CERERII șI OFERTEI DE ENERGIE

Cea mai recentă actualizare a raportului intitulat „Curente energetice pentru 2030 - actualizare 2009“[34], bazată pe cadrul de modelare PRIMES, prevede o ușoară creștere a consumului primar de energie între momentul actual și 2030, pornind de la așa-numitul scenariu de bază (figura 1), în timp ce creşterea ar trebui să tindă spre stabilizare conform scenariului de referință[35] (figura 2). Trebuie remarcat că aceste proiecții nu ţin seama de politicile în materie de eficiență energetică, care urmează a fi implementate începând cu 2010,de o posibilă creștere a obiectivului de emisii la -30% până în 2020[36] și nici de noi politici în domeniul transporturilor, cu excepţia regulamentului privind CO2 și emisiile generate de autovehicule. Ele trebuie așadar privite mai degrabă ca limite superioare ale cererii de energie estimate.

[pic] | [pic] |

Figura 1: Consum primar de energie (Mtoe), scenariu de bază PRIMES | Figura 2: Consum primar de energie (Mtoe), scenariu de referință PRIMES |

[pic]

Figura 3: Consumul de combustibili fosili în UE 27, pe proveniență, în Mtoe, inclusiv combustibilul de consum,

s cenariu de referință PRIMES

În aceste scenarii, cota cărbunelui și a petrolului din mixul energetic general scade între momentul actual și 2030, iar cota gazului rămâne în linii mari stabilă până în 2030. Cota energiei din surse regenerabile crește semnificativ, atât în consumul primar, cât și în cel final, iar contribuția energiei nucleare, situată la aproximativ 14% din consumul primar, rămâne stabilă. Dependența UE de importul de combustibili fosili va rămâne mare în cazul petrolului și al cărbunelui și va crește în cazul gazului, după cum reiese din figura 3.

În ceea ce privește gazul , dependența de importuri este deja mare și încă va mai crește, urmând să ajungă undeva la 73-79% din consum până în 2020 și între 81-89%[37] până în 2030, în principal din cauza epuizării resurselor autohtone. Pe baza diverselor scenarii, necesarul suplimentar de import variază de la 44 Mtoe la 148 Mtoe până în 2020 și de la 61 Mtoe la 221 Mtoe până în 2030 (față de 2005).

Datorită rolului din ce în ce mai important al gazului ca rezervă primară pentru generarea variabilă de electricitate, va fi necesară o mai mare flexibilitate. Acest lucru înseamnă o flexibilitate mai mare în utilizarea sistemelor de conducte, necesitatea unor capacități de stocare suplimentare, atât în termeni de volume de lucru, cât și de capacități de retragere și injectare, precum şi nevoia de aprovizionare flexibilă cum ar fi cu ajutorul GNL/GNC.

Regulamentul recent adoptat privind securitatea aprovizionării necesită realizarea de investiții în infrastructuri, în scopul creșterii rezilienței și robusteței sistemului de gaz în situația unei perturbări a aprovizionării. Statele membre trebuie să îndeplinească două standarde în materie de infrastructură: N-1 și inversarea fluxului. Formula N-1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurii de gaz de a satisface cererea totală în eventualitatea indisponibilității celei mai mari infrastructuri de aprovizionare cu gaz, într-o zi în care se înregistrează o cerere excepțional de mare de gaz, calculată cu o probabilitate statistică de o dată la 20 de ani. N-1 se poate realiza la nivel național sau regional, statele membre putând să facă uz și de măsuri care vizează componenta de producție și cerere. Regulamentul prevede de asemenea că trebuie să fie disponibilă o capacitate bidirecțională la toate interconexiunile transfrontaliere dintre statele membre (cu excepția conexiunilor la GNL, producție sau distribuție).

Actualmente, există cinci țări care nu îndeplinesc criteriul N-1 (Bulgaria, Slovenia, Lituania, Irlanda și Finlanda), ținând cont de proiectele aflate în desfășurare în temeiul Programului energetic european pentru redresare, dar excluzând măsurile luate pe componenta cererii[38]. În ceea ce privește investițiile în inversarea fluxlui, conform studiului Gas Transmission Europe asupra inversării fluxului (iulie 2009), la nivel european au fost identificate 45 de proiecte vitale pentru creșterea capacității de inversare a fluxului în statele membre și între acestea și pentru creșterea flexibilității în ceea ce privește transportul gazului acolo unde necesitatea o determină. Principala provocare este finanțarea unor proiecte în scopul îndeplinirii obligațiilor de infrastructură, în special atunci când infrastructurile nu sunt cerute de piață.

Se estimează că cererea de petrol va urma, în paralel, două traiectorii diferite: o scădere în țările UE-15 și o creștere constantă în noile state membre, unde, conform estimărilor, cererea va crește cu 7,8% între 2010 și 2020.

Principalele provocări pentru infrastructura de electricitate sunt creșterea cererii și cota tot mai mare a generării din surse regenerabile, pe lângă necesarul suplimentar de integrare a pieței și de securitate a aprovizionării. Se estimează că generarea brută de energie electrică în UE-27 va crește cu cel puțin 20%, de la aproximativ 3,362 TWh în 2007 la 4,073 TWh în 2030 (conform scenariului de referință PRIMES) și la 4,192 TWh (conform scenariului de bază PRIMES), fără a se lua în considerare potențialele efecte ale unei dezvoltări puternice a electromobilității. Cota energiei din surse regenerabile în generarea brută de electricitate se estimează la 33% în 2020, conform scenariului de referință, din care sursele variabile (energia eoliană și solară) ar putea reprezenta aproximativ 16%[39].

Figura 4 prezintă evoluția generării brute de electricitate, per sursă, conform scenariului de referință PRIMES pentru perioada 2010-2030:

[pic] | [pic] |

Figura 4: Generarea brută de mix energetic în perioada 2000-2030 per sursă, în TWh (stânga) și cotele corespondente ale surselor în % (dreapta), scenariul de referință PRIMES |

Planurile naționale de acțiune în domeniul energiei din surse regenerabile (PNAESR) pe care statele membre trebuie să le notifice Comisiei în temeiul articolului 4 din Directiva 2009/28/CE conțin informații mai detaliate în perspectiva 2020. Pe baza primelor 23 de planuri naționale de acțiune în domeniul energiei din surse regenerabile și în general în conformitate cu rezultatele pentru 2020 ale scenariului de referință PRIMES, în acel an va exista în cele 23 de state membre vizate[40] o capacitate instalată de aproximativ 460 GW de energie electrică din surse regenerabile, față de numai 244 GW în prezent[41]. Aproximativ 63% din acest total ar fi legat de sursele variabile de energie, eoliană (200 GW, sau 43%) și solară (90 GW, din care aproximativ 7 GW energie solară concentrată, sau 20%) (tabelul 1).

Tip RES | Capacitate instalată 2010 (GW) | Capacitate instalată 2020 (GW) | Cota în 2020 (%) | Variație 2010-2020 (%) |

Hidroenergie | 116.9 | 134.2 | 29% | 15% |

Energie eoliană | 82.6 | 201 | 43% | 143% |

Energie solară | 25.8 | 90 | 19% | 249% |

Biomasă | 21.2 | 37.7 | 8% | 78% |

Altele | 1 | 3.6 | 1% | 260% |

TOTAL | 247.5 | 466.5 | 100% | 88% |

Tabelul 1: Evoluția estimată a capacităților instalate de generare a energiei electrice din surse regenerabile în GW, 2010-2020

Se estimează că sursele regenerabile din cele 23 de state membre vor genera mai mult de 1150 TWh energie electrică, aproximativ 50% din aceasta provenind din surse variabile (tabelul 2).

Tip RES | Generare 2010 (TWh) | Generare 2020 (TWh) | Cota în 2020 (%) | Variație 2010-2020 (%) |

Hidroenergie | 342.1 | 364.7 | 32% | 7% |

Energie eoliană | 160.2 | 465.8 | 40% | 191% |

Biomasă | 103.1 | 203 | 18% | 97% |

Energie solară | 21 | 102 | 9% | 386% |

Altele | 6.5 | 16.4 | 1% | 152% |

TOTAL | 632.9 | 1151.9 | 100% | 82% |

Tabelul 2: Evoluția estimată a generării de energie electrică din surse regenerabile în GW, 2010-2020

Cea mai mare parte a creșterii capacităților și generării de energie eoliană va fi concentrată în Germania, în Regatul Unit, în Spania, Franța, Italia și Țările de Jos, iar capacitățile și generarea de energie solară vor fi mai concentrate în Germania și Spania decât în Italia și Franța.

În afară de sursele regenerabile, combustibilii fosili vor juca în continuare un rol în sectorul energiei electrice. Asigurarea compatibilității cu cerințele în materie de atenuare a schimbărilor climatice referitoare la utilizarea combustibililor fosili în sectorul energiei electrice și în alte sectoare industriale poate necesita așadar aplicarea captării și stocării de CO 2 (CSC) pe o scară largă, la nivel transeuropean. Scenariile PRIMES au în vedere transportul a aproximativ 36 de milioane de tone (Mt) de CO2 până în 2020, pe baza politicilor existente, și a 50-272 Mt[42] până în 2030, ținând cont de adoptarea la scară mai mare a CSC.

Conform analizei realizate de KEMA și Imperial College London pe baza scenariului de referință PRIMES, capacitatea de generare de electricitate în 2020 ar trebui să fie suficientă pentru a face față unui vârf de cerere în practic toate statele membre, în ciuda dezvoltării generării variabile de energie din surse regenerabile (harta 2 și harta 3[43]). Însă, deși importurile nu ar trebui să fie necesare pentru ca statele membre să își asigure securitatea aprovizionării, o mai mare integrare a celor 27 sisteme electrice europene ar putea reduce semnificativ prețurile și ar putea crește eficiența totală prin scăderea costului echilibrării ofertei și cererii în orice moment.

[pic] Harta 2: Capacitate fermă vs. vârf de cerere în 2020, scenariu de referință PRIMES | [pic] Harta 3: Întreaga capacitate vs. vârf de cerere în 2020, scenariu de referință PRIMES |

Hărțile 4 și 5[44] prezintă evoluția comerțului transfrontalier cu energie electrică. Conform scenariului de referință PRIMES, șablonul general actual al exporturilor și importurilor se va menține ca atare până în 2020, în cazul majorității statelor membre.

[pic] Harta 4: Situația import/export net, iarna (octombrie-martie) 2020 scenariu de referință PRIMES | [pic] Harta 5: Situația import/export net, vara (aprilie-septembrie) 2020 scenariu de referință PRIMES |

Aceasta ar conduce la următoarele cerințe în materie de capacitate de interconectare între statele membre, pe baza optimizării rețelei electrice europene existente, conform Planului pilot decenal de dezvoltare a rețelei al ENTSO-E[45] (harta 6). Trebuie totuși remarcat că aceste cerințe au fost calculate pe baza unor ipoteze simplificatoare[46] și că ele trebuie percepute ca având doar caracter orientativ. Rezultatele ar putea fi foarte diferite dacă sistemul energetic european ar fi optimizat pe baza unei rețele de concepție nouă, deplin integrată, în loc de rețelele existente de sorginte națională.

[pic]

Harta 6: Cerințele în materie de capacitate de interconectare în 2020, în MW[47], scenariul de referință PRIMES

(sursa: KEMA, Imperial College London)

3. CORIDOARE PRIORITARE PENTRU ELECTRICITATE, GAZ șI PETROL

3.1. Pregătirea rețelei electrice din UE pentru 2020

3.1.1. Rețeaua offshore din mările septentrionale

Cea de-a doua revizuire strategică a politicii energetice a identificat necesitatea unei strategii coordonate în ceea ce privește dezvoltarea rețelelor offshore: „(…) ar trebui să se elaboreze o schemă pentru o rețea offshore în Marea Nordului pentru a interconecta rețelele naționale de electricitate din Europa de nord-vest și pentru a racorda numeroasele proiecte planificate privind energia eoliană offshore ”[48]. În decembrie 2009, nouă state membre ale UE și Norvegia[49] au semnat o declarație politică referitoare la Inițiativa pentru o rețea offshore a țărilor cu deschidere la mările septentrionale (NSCOGI), având ca obiectiv coordonarea evoluțiilor în domeniul energiei eoliene offshore și al infrastructurii din mările septentrionale. Cei nouă membri ai UE vor concentra aproximativ 90% din evoluțiile UE în materie de energie eoliană offshore. Conform informațiilor din planurile lor PNAESR, capacitatea instalată este estimată la 38,2 GW (1,7 GW alte energii maritime regenerabile), iar producția la 132 TWh în 2020[50]. În aceste nouă țări, energia eoliană offshore ar putea reprezenta 18% din producția de energie din surse regenerabile.

Cercetarea aplicată demonstrează că planificarea și dezvoltarea unei infrastructuri de rețea offshore în mările septentrionale poate fi optimizată doar printr-o puternică abordare regională. Gruparea parcurilor eoliene în hub-uri ar putea deveni o soluție mai atractivă decât conexiunile radiale, dacă distanța față de țărm este mare și instalațiile sunt concentrate în aceeași zonă[51]. În cazul țărilor care întrunesc aceste condiții, precum Germania, costurile de racordare a parcurilor eoliene offshore ar putea fi reduse cu până la 30% prin această metodă. În ceea ce privește mările septentrionale în ansamblu, costurile ar putea fi reduse cu 20% până în 2030[52]. Pentru a realiza aceste reduceri, este absolut necesară o evoluție mai coordonată, mai planificată și mai concentrată geografic a energiei eoliene offshore, cuplată cu o coordonare transfrontalieră. Aceasta ar permite culegerea în tandem a roadelor conectării parcurilor eoliene și ale interconexiunilor transfrontaliere[53], în cazul în care capacitatea de conectare este bine dimensionată și, ca atare, conduce la un beneficiu net pozitiv. Dezvoltarea offshore va influența puternic necesitatea consolidării și extinderii rețelelor onshore, mai ales în Europa Centrală și de Est, după cum s-a evidențiat în prioritatea 3. Harta 7 este o ilustrare a unui potențial concept de rețea offshore, prezentat în studiul OffshoreGrid[54].

[pic]

Harta 7: Ilustrarea unui posibil concept de rețea offshore pentru mările septentrionale și pentru Marea Baltică (scenariu bazat pe o „abordare mixtă”, în care sunt ilustrate liniile de transport existente (roșu), planificate (verde) și comandate (roz), precum și liniile suplimentare (albastru) necesare conform calculelor OffshoreGrid)

Planurile de dezvoltare offshore existente din anumite state membre indică faptul că o dezvoltare semnificativă în mările septentrionale va avea loc de-a lungul sau peste granițele apelor teritoriale ale mai multor state membre, fapt care presupune o dimensiune europeană a aspectelor de planificare și reglementare[55]. Vor fi necesare consolidări onshore ale rețelei europene pentru a transporta energia electrică spre centrele de consum importante aflate mai departe de țărm. Însă Planul decenal ENTSO-E de dezvoltare a rețelei (TYNDP) nu include o evaluare adecvată a infrastructurii necesare pentru racordarea viitoarelor capacități eoliene offshore. ENTSO-E s-a angajat să trateze această problemă mai în detaliu în cea de-a doua ediție a TYNP, pe care urmează să o publice în 2012.

Statele membre au adoptat sau intenționează să adopte diferite abordări cu privire la dezvoltarea offshore a rețelelor. Majoritatea statelor membre (Germania, Danemarca, Franța, Suedia, Irlanda) au alocat sarcina de extindere offshore a rețelei lor onshore operatorilor naționali de transport. Până în prezent, Regatul Unit a ales să scoată la licitație racordarea fiecărui parc eolian offshore[56]. În Belgia și Țările de Jos, dezvoltarea rețelei revine actualmente dezvoltatorului parcului eolian. În plus, cadrele actuale de reglementare naționale încurajează exclusiv soluții punct-la-punct care prevăd racordarea parcurilor eoliene la punctul de conectare onshore, cu scopul de a minimiza costul de conectare al fiecărui proiect. Racordarea grupărilor de parcuri eoliene prin intermediul unui hub, împreună cu furnizarea capacității aferente și cu riscul tehnologic asociat, nu este vizată de reglementările naționale actuale. În cele din urmă, optimizarea transfrontalieră în scopul facilitării schimburilor comerciale cu energie electrică între două sau mai multe state membre nu are loc.

Prin urmare, lipsesc oportunitățile pe care le prezintă o abordare regională pentru dezvoltarea integrată a infrastructurii offshore și onshore și sinergiile cu schimburile comerciale internaționale. Aceasta poate conduce la soluții suboptime și mai costisitoare pe termen lung.

Autorizarea și conceptul de piață reprezintă alte provocări pe care le prezintă o rețea offshore. În ceea ce privește proiectele de infrastructură, procedurile de autorizare sunt adesea fragmentate, chiar și în aceeași țară. Atunci când un proiect traversează teritoriul unui stat membru diferit, aceasta poate complica întreg procesul și poate duce la un timp foarte îndelungat de așteptare. Mai mult, integrarea insuficientă a piețelor energiei electrice, adaptarea insuficientă a regimurilor de conectare și a schemelor naționale de sprijin la producția de energie din surse regenerabile offshore și absența unor reguli de piață adaptate la sistemele electroenergetice, bazate pe sursele regenerabile pot împiedica dezvoltarea proiectelor offshore și a unei rețele offshore cu adevărat europene.

Planificarea dezvoltării instalațiilor eoliene offshore și a infrastructurii de rețea onshore și offshore necesită coordonarea între statele membre, organismele naționale de reglementare, operatorii de sisteme de transport și Comisia Europeană. Planificarea spațială maritimă și definirea zonelor de dezvoltare a energiei eoliene offshore și a energiei oceanelor poate accelera dezvoltarea și poate facilita deciziile legate de investițiile în acest sector.

Recomandări

Cooperarea regională structurată a fost instituită de statele membre din NSCOGI[57]. Angajamentul statelor membre de a dezvolta rețeaua într-un mod coordonat este foarte important și trebuie concretizat pentru a deveni forța motrice de bază pentru dezvoltarea unei rețele offshore în mările septentrionale. În conformitate cu strategia prezentată în comunicare, inițiativa trebuie să instituie o structură de lucru cu o participare corespunzătoare a părților interesate și să stabilească un plan de lucru cu un termen concret și obiective legate de configurarea și integrarea rețelei, aspecte comerciale și de reglementare și proceduri de planificare și autorizare.

Sub îndrumarea NSCOGI, trebuie să se contureze diverse opțiuni de configurare a rețelei de către OST naționali și de către ENTSO-E în următorul TYNDP. Opțiunile de proiectare trebuie să ia în considerare aspecte legate de planificare, construcție și funcționare, costurile aferente infrastructurii și beneficiile sau constrângerilor diferitelor opțiuni de proiectare. OST trebuie să revizuiască în special dezvoltarea planificată a parcurilor eoliene, pentru a identifica posibilitățile de conectare și interconectare la hub pentru schimburile comerciale de energie electrică, ținând cont totodată de evoluțiile posibile din domeniul energiei eoliene. Organismele de reglementare trebuie să ia în calcul strategiile generale de dezvoltare și beneficiile la nivel regional și pe termen lung atunci când aprobă noi linii de transport offshore. Trebuie examinate posibilitățile de revizuire și de compatibilizare a cadrului reglementar, vizând, printre altele, operarea instalațiilor de transport, accesul la transport și tarifarea sa, normele de echilibrare și serviciile auxiliare.

3.1.2. Interconexiunile din sud-vestul Europei

În deceniul următor, Franța, Italia, Portugalia și Spania vor fi teatrul unor evoluții importante ale capacităților de generare a energiei electrice variabile din surse regenerabile. În același timp, Peninsula Iberică este aproape izolată din punct de vedere electric. Interconexiunile dintre Franța și Spania sunt deja caracterizate de o capacitate insuficientă, cu numai patru linii de legătură (2 de 220 kV și 2 de 400 kV) între țări, cea mai recentă dintre acestea fiind construită în 1982. Toate se vor confrunta aproape în permanență cu fenomene de congestionare[58]. O linie nouă de 400 kV în Pirineii Orientali ar trebui să fie gata în 2014 și să crească actuala capacitate de interconectare de la 1 400 MW la aproximativ 2 800 MW, dar, chiar și după realizarea acestei creșteri, este posibil ca fenomenele de congestionare să persiste[59].

Mai mult, aceste țări joacă un rol foarte important în conectarea la Africa de Nord, care ar putea să devină din ce în ce mai importantă datorită potențialului său enorm pentru energie solară.

Până în 2020, o capacitate de generare a energiei din noi surse regenerabile de aproximativ 10 GW ar putea fi construită în țările din estul și sudul Mediteranei, din care 60% va reprezenta energie solară și 40% energie eoliană[60]. Însă, până în prezent, nu există decât o singură interconexiune între Africa și Europa, și anume Maroc-Spania, cu o capacitate de aproximativ 1 400 MW, care poate fi crescută la 2 100 MW în anii care urmează. Instalarea unui cablu electric direct, submarin, cu o capacitate de 1 000 MW, amplasat între Tunisia și Italia, este în stadiu de proiect și urmează a se realiza până în 2017. Folosirea interconexiunilor existente și a celor noi va crea noi provocări pe termen mediu (după 2020) din punctul de vedere al coerenței lor cu evoluțiile rețelei europene și nord-africane, atât în ceea ce privește capacitatea lor, cât și cadrul de reglementare corespondent. Toate interconexiunile ulterioare trebuie însoțite de garanții care să prevină creșterea riscurilor de relocare a carbonului prin importuri de energie.

Recomandări

Pentru a asigura integrarea corespunzătoare a capacităților noi, provenind în principal din surse regenerabile, în Europa Occidentală, și transportul lor către alte părți ale continentului, este necesar să se ia următoarele măsuri până în 2020:

- dezvoltarea corespunzătoare a interconexiunilor în regiune și adaptarea rețelelor naționale existente la acele noi proiecte. O capacitate de interconectare de cel puțin 4000 MW între Peninsula Iberică și Franța va fi necesară până în 2020. Proiectele aferente trebuie dezvoltate ținându-se seama în cel mai mare grad de acceptul public și de consultarea tuturor părților interesate.

- în ceea ce privește conexiunile cu țări terțe, dezvoltarea conexiunilor dintre Italia și țările din Comunitatea Energiei (în special Muntenegru, dar și Albania și Croația), realizarea interconexiunii Tunisia-Italia, extinderea interconexiunii Spania-Maroc, consolidarea, după caz, a interconexiunilor sud-sud în țările vecine din Nordul Africii (inclusiv în ceea ce privește gestionarea eficientă a respectivelor infrastructuri), precum și studiile preliminare pentru dezvoltarea de interconexiuni suplimentare nord-sud după 2020.

3.1.3. Conexiuni în Europa Centrală și în Europa de Sud-Est

Racordarea unei capacități noi de generare este o provocare de proporții pentru Europa Centrală și de Est. De exemplu, numai în Polonia sunt prevăzuți aproximativ 3,5 GW până în 2015 și maximum 8 GW până în 2020[61].

În același timp, tiparele fluxului energetic s-au schimbat semnificativ în Germania. Capacitățile de energie eoliană onshore, care însumau aproximativ 25 GW la sfârșitul lui 2009, și dezvoltarea capacităților offshore, împreună cu noile centrale energetice convenționale, s-au aglomerat în nordul și în nord-estul țării, însă cererea crește mai mult în partea de sud, sporind astfel distanțele dintre centrele de generare și centrele de consum sau echipamentele de echilibrare (precum pompele de stocare). Așadar este nevoie de capacități enorme de tranzit nord-sud, ținând cont pe deplin de dezvoltarea rețelei în mările septentrionale și în jurul lor, conform priorității 3.1.1. Dat fiind impactul insuficiențelor actuale de interconectare asupra rețelelor vecine, mai ales asupra celor din Europa de Est, problema nu poate fi rezolvată decât printr-o abordare regională coordonată.

În Europa de Sud-Est, rețeaua de transport este mai puțin densă decât rețeaua din restul continentului. În același timp, întreaga regiune (inclusiv țările din Comunitatea Energiei) are un bun potențial pentru generarea de hidroenergie. Este nevoie de capacități suplimentare de conectare și interconectare pentru generare în scopul creșterii fluxurilor energetice dintre țările din sud-estul Europei și cele din Europa Centrală. Extinderea zonei sincron din Grecia (și ulterior din Bulgaria) în Turcia va crea un necesar suplimentar de consolidare a rețelelor din aceste țări. Odată cu exprimarea de către Ucraina și Republica Moldova a interesului de a se alătura rețelelor electrice continentale interconectate, pe termen lung vor trebui examinate noi extinderi.

Recomandări

Pentru a asigura conectarea/racordarea adecvată și transportul energiei generate, în special în nordul Germaniei, și o mai bună integrare a rețelelor electrice din Europa de Sud-Est, este nevoie ca până în 2020 să se ia măsurile enunțate mai jos, care trebuie sprijinite de țările din Europa Centrală și de Est prin extinderea cooperării care există deja în sectorul gazului:

- dezvoltarea de interconexiuni corespunzătoare, în special în Germania și Polonia, pentru conectarea capacităților noi de generare (inclusiv a energiei din surse regenerabile) din Marea Nordului sau din apropiere la centrele de consum din sudul Germaniei și la centralele cu pompe de stocare ce vor fi construite în Austria și Elveția, care să găzduiască totodată energia nouă generată în țările estice. Odată cu dezvoltarea de noi interconexiuni cu țările baltice (în special interconexiunea Polonia-Lituania, a se vedea mai jos), noile linii de legătură dintre Germania și Polonia vor deveni importante. Datorită creșterii fluxurilor paralele nord-sud, extinderea capacității transfrontaliere va trebui realizată între Slovacia, Ungaria și Austria pe termen mediu (după 2020). Eliminarea internă a fenomenelor de congestionare prin investiții este necesară pentru creșterea capacității transfrontaliere în Europa Centrală.

- creșterea capacităților de transport între țările din Europa de Sud-Est, inclusiv între cele care sunt parte la Tratatul de instituire a Comunităţii Energiei, în scopul unei mai bune integrări a lor în piețele electroenergetice central-europene.

Cooperarea trebuie să aibă loc în temeiul cooperării cu Europa Centrală și de Est deja instituită în sectorul gazului.

3.1.4. Realizarea Planului de interconectare a pieţelor energetice din zona baltică (BEMIP)

În octombrie 2008, ca urmare a acordului statelor membre ale regiunii Mării Baltice, a fost instituit un Grup la nivel înalt (GNI) prezidat de Comisie și având ca obiect de activitate interconexiunile din zona baltică. Țările participante sunt Danemarca, Estonia, Finlanda, Germania, Letonia, Lituania, Polonia, Suedia și, în calitate de observator, Norvegia. În 2009, GNI a realizat Planul de interconectare a pieţelor energetice din zona baltică (BEMIP), un plan de acțiune cuprinzător privind interconexiunile energetice și îmbunătățirea pieței în regiunea Mării Baltice, aplicabil atât energiei electrice, cât și gazului. Principalul obiectiv este de a pune capăt „izolării energetice” a țărilor baltice și de a le integra în piața energetică a UE. BEMIP reprezintă un exemplu important de cooperare regională reușită. Lecțiile învățate din această inițiativă vor fi luate în considerare și în cazul altor structuri de cooperare regională.

A fost necesar ca barierele de pe piața internă să fie eliminate pentru ca investițiile să devină mai viabile și mai atrăgătoare. Aceasta a presupus alinierea cadrelor de reglementare pentru a pune bazele pentru calculul repartizării echitabile a costurilor și beneficiilor, realizându-se astfel trecerea către principiul „beneficiarii plătesc”. Programul energetic european pentru redresare (PEER) a fost un stimulent clar al implementării în timp util a proiectelor de infrastructură și o platformă pentru luarea rapidă de decizii comune în ceea ce privește aspectele restante. Strategia UE pentru regiunea Mării Baltice a prevăzut și un cadru mai extins al infrastructurii energetice prioritare. Strategia a propus deja un cadru care să direcționeze finanțarea existentă, dinspre fondurile structurale și dinspre alte fonduri către zonele identificate de strategie ca fiind prioritare.

Există mai mulți factori care au contribuit la succesul acestei inițiative în opinia părților interesate din țările riverane la Marea Baltică: (1) sprijinul politic acordat inițiativei, proiectelor și acțiunilor; (2) implicarea la nivel înalt a Comisiei ca facilitator și forță motrice constantă; (3) implicarea tuturor părților interesate relevante din regiune (ministere, organisme de reglementare și OST) în toate etapele, de la concepție la implementare, cu scopul aplicării priorităților definite în materie de infrastructură.

În ciuda progreselor realizate până acum, mai sunt necesare eforturi pentru implementarea integrală a BEMIP: monitorizarea continuă a implementării planului de către Comisie și GNI va fi necesară pentru a respecta acțiunile și termenul stabilit.

Este necesară în special acordarea sprijinului pentru proiectele cheie și pentru proiectele transfrontaliere mai complexe precum LitPolLink dintre Polonia și Lituania, care este esențial pentru integrarea pieței Baltice în UE și căruia i s-a alocat un coordonator UE.

3.2. Diversificarea surselor de aprovizionare cu gaz a unei rețele UE flexibile și interconectate integral

3.2.1. Coridorul sudic

Dependența tot mai mare a Europei de importul de carburanți este evidentă în sectorul gazului. Coridorul sudic va reprezenta, după coridorul nordic din Norvegia, coridorul estic din Rusia, coridorul mediteranean din Africa, și cu excepția GNL, a patra axă ca mărime pentru diversificarea surselor de gaz din Europa Diversificarea surselor îmbunătățește în general concurența, contribuind astfel la dezvoltarea pieței și, în același timp, îmbunătățește securitatea aprovizionării: după cum s-a văzut și în criza gazului din ianuarie 2009, țările cel mai grav afectate au fost cele care se bazau pe o sursă unică de import. Însă nu sunt puține cazurile în care atitudinea defensivă a producătorilor de gaz și a jucătorilor istorici de pe piețele monopoliste împiedică diversificarea. Implementarea coridorului sudic necesită o cooperare strânsă și la nivel european între mai multe state membre, deoarece nicio țară nu necesită, individual, volumele suplimentare de gaz (gaz nou) suficiente pentru a justifica investiția în infrastructura de gazoducte. Prin urmare, Uniunea Europeană trebuie să acționeze pentru promovarea diversificării și să asigure, în interesul public, securitatea aprovizionării, prin apropierea statelor membre și a companiilor cu scopul de a se atinge o masă critică. Importanța acestui fapt a fost subliniată de Comisie în cea de-a doua revizuire strategică a politicii energetice din noiembrie 2008, care a fost aprobată de Consiliul European din martie 2009.

Scopul coridorului sudic este de a racorda direct piața UE a gazului la cel mai mare depozit de gaz din lume (Bazinul Caspic/ Bazinul Orientului Mijlociu), estimat la 90,6 trilioane de metri cubi (prin comparație, s-a demonstrat că rezervele Rusiei se ridică la 44,2 tmc[62]). Mai mult decât atât, apropierea geografică a zăcămintelor de gaz este mai mare decât în cazul principalelor zăcăminte rusești (harta 8).

Potențialele state cheie furnizoare sunt Azerbaijan, Turkmenistan și Iraq; însă, în cazul în care condițiile politice o permit, se poate apela și la alte state furnizoare din regiune, pentru a completa semnificativ necesarul UE. Cel mai important stat pentru rutele de tranzit este Turcia, urmat de alte zone ale Mării Negre și din estul Mării Mediterane. Obiectivul strategic al coridorului este realizarea unei rute de aprovizionare a UE cu aproximativ 10-20% din necesarul său de gaz până în 2020, adică echivalentul aproximativ a 45-90 miliarde de metri cubi pe an (mmca).

Obiectivul operațional al dezvoltării strategiei pentru coridorul sudic este colaborarea dintre Comisie și statele membre cu țările producătoare de gaz și cu cele care sunt vitale pentru transportul hidrocarburilor către UE, având ca obiectiv comun obținerea rapidă a unor angajamente ferme de furnizare a gazului și construcția unor infrastructuri de transport al gazului (gazoducte, transportul gazului natural lichefiat/comprimat), necesare în toate etapele de dezvoltare ale proiectului.

[pic]

Harta 8: Imagine comparativă asupra distanțelor dintre principalele surse din est și hub-urile de consum din UE

Principala provocare cu care se confruntă realizarea coridorului sudic este garantarea faptului că toate elementele coridorului (resurse de gaz, infrastructură de transport și acorduri subiacente) sunt disponibile la momentul potrivit, pe o rază considerabilă. Până în prezent, s-au făcut progrese substanțiale în acest sens. Cu sprijinul financiar din partea Comisiei (PEER și/sau programele TEN-E) și cu eforturi considerabile din partea companiilor producătoare de gazoducte, o serie de proiecte concrete de transport, respectiv Nabucco, ITGI, TAP și White Stream se află deja în etapa de dezvoltare, alte opțiuni fiind în curs de examinare. Atât Nabucco cât și Poseidon, dispozitivul submarin de interconectare dintre Italia și Grecia, care face parte din ITGI, a beneficiat de o exceptare parțială de la regimul de acces la rețea al terților (așa-numita „exceptare în temeiul articolului 22”). Mai mult, Acordul interguvernamental Nabucco, semnat în iulie 2009, a conferit proiectului Nabucco securitate juridică și condiții de transport al gazului prin Turcia, creând un precedent pentru extinderi ulterioare ale regimurilor de transport.

Provocarea esențială a viitorului este asigurarea unui grad suficient de pregătire al țărilor producătoare de gaz pentru exportul de gaz direct către Europa, ceea ce pentru multe din ele ar însemna adesea asumarea unui mare risc de natură politică, dată fiind situația lor geopolitică. Comisia, în colaborare cu statele membre implicate în coridorul sudic, trebuie să își sublinieze angajamentul de a construi relații pe termen lung cu țările producătoare de gaz din această regiune și de a consolida legătura acestora cu UE.

Componentele gazoductului aferent coridorului sudic sunt de asemenea consolidate prin pregătirea opțiunilor de livrare a unor cantități suplimentare substanțiale de gaz natural lichefiat (GNL) în Europa, provenind în special din Orientul Mijlociu (Golful Persic și Egipt). Într-o primă fază, acesta presupune realizarea a două puncte de recepție a GNL în Europa (și conectarea acestora la restul rețelei). Mai mult, există indicii privind posibilitatea de a se pune treptat bazele unei cooperări cu țările producătoare în domeniul dezvoltării de politici energetice și de planuri de investiții pe termen lung propice GNL.

3.2.2. Interconexiunile de gaz nord-sud în Europa de Est

Conceptul strategic al interconexiunii de gaz nord-sud constă în racordarea zonei Mării Baltice (inclusiv a Poloniei) la Marea Adriatică și la Marea Egee și extinderea către Marea Neagră, cu acoperirea următoarelor state membre ale UE: Polonia, Republica Cehă, Slovacia, Ungaria, România și posibil Austria, precum și a Croației. Astfel s-ar putea realiza flexibilizarea generală a regiunii centrale și estice a Europei (CEE), în vederea creării unei piețe interne robuste și funcționale și a promovării concurenței. Pe termen lung, acest proces de integrare va trebui extins la statele nemembre ale UE care fac parte din Tratatul de instituire a Comunităţii Energiei. O piață integrată ar satisface necesitatea securității cererii[63] și ar atrage utilizarea la maximum de către furnizori a structurilor de import existente și viitoare, precum noile centrale de regazeificare a GNL și proiectele pentru coridorul sudic. Regiunea CEE ar deveni astfel mai puțin vulnerabilă la o întrerupere a aprovizionării pe ruta Rusia/Ucraina/Belarus.

Există un furnizor principal în regiunea CEE; actualele rețele liniare (de la est la vest) și izolate sunt o moștenire din trecut. Deși proporția gazului importat din Rusia reprezintă 18% din consumul UE-15, în noile state membre acest procent este de 60% (2008). Livările de la Gazprom reprezintă majoritatea covârșitoare a importurilor din regiune (Polonia: 70%, Slovacia: 100%, Ungaria: 80%, anumite țări din Balcanii de Vest: 100%).

Din cauza, printre altele, a piețelor monopoliste, izolate și mici, a contractelor de furnizare pe termen lung, a deficiențelor de reglementare etc., regiunea nu este atractivă pentru investitori sau producători. Lipsa coordonării în materie de reglementare și a unei abordări comune în privița lipsei interconexiunilor periclitează noile investiții și împiedică intrarea pe piață a noilor concurenți. Mai mult, securitatea aprovizionării constituie ea însăși o preocupare și investițiile necesare pentru respectarea standardelor de infrastructură impuse de regulamentul privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale sunt concentrate în această regiune. În cele din urmă, o proporție considerabilă a populației cheltuie o parte relativ mare din venituri pe energie, ceea ce conduce la sărăcie energetică.

Declarația grupului extins de la Vișegrad[64] exprimă deja un angajament ferm al regiunii în sensul abordării acestor provocări. Pe baza experienței BEMIP și a lucrărilor deja încheiate de către semnatarii declarației, Grupul la nivel înalt (GNI) propus în comunicare trebuie să formuleze un plan de acțiune complex pentru construirea interconexiunilor și pentru integrarea completă a pieței. GNI trebuie să fie asistat de grupuri de lucru care să se axeze pe problemele concrete, pe accesul la rețea și pe tarife. Lucrările trebuie să integreze experiența câștigată în urma inițiativei privind „Noul sistem de transport european” (NETS)[65].

3.2.3. Realizarea Planului de interconectare a pieţelor gazului din zona baltică

Deși implementarea proiectelor în domeniul energiei electrice din cadrul BEMIP este foarte avansată, în domeniul gazului s-au realizat puține progrese de la aprobarea, în iunie 2009, a planului de acțiune de către cei opt șefi de stat ai statelor membre ale UE și de către Președintele Barroso. GNI a reușit doar să definească o lungă listă de proiecte care presupun costuri investiționale prea ridicate în raport cu dimensiunea piețelor gazului din regiune. Acțiunile vizând piața internă nu au beneficiat de niciun consens. Sectorul gazului profită în prezent de accentul pus de lucrările întreprinse în cadrul BEMIP pe două fronturi: regiunea baltică orientală și regiunea baltică occidentală.

Regiunea baltică orientală (Lituania, Letonia, Estonia și Finlanda) necesită măsuri urgente pentru asigurarea securității aprovizionării prin conectarea la restul UE. În același timp, Finlanda, Estonia și Letonia beneficiază de derogări de la deschiderea pieței în temeiul celui de-al treilea pachet legislativ privind piața internă, cât timp piețele lor sunt izolate. Derogarea va lua sfârșit odată cu integrarea infrastructurii lor în restul infrastructurii UE, de exemplu prin interconexiunea de gaz Lituania-Polonia. Deși consumul anual total al celor trei state baltice și al Finlandei este de numai 10 mmc, întreaga cantitate de gaz consumat de acestea provine din Rusia. Ca pondere a aprovizionării totale cu energie primară, gazul rusesc însumează 13% în cazul Finlandei, 15% în cazul Estoniei și aproximativ 30% în cazul Letoniei și Lituaniei, media UE situându-se la aproximativ 6,5%. Furnizorul principal deține și participații decisive la OST din toate cele patru țări. În plus, și Polonia este foarte dependentă de gazul rusesc. Prin urmare, interesul comercial de a investi în infrastructuri noi este foarte redus. S-a convenit asupra infrastructurii minime necesare și s-a înregistrat un progres remarcabil în acest domeniu prin dialogul, sprijinit politic de ambele părți, care se desfășoară în prezent între companii, cu privire la conexiunea de gaz Polonia-Lituania. În cadrul unui grup operativ pentru GNL, au loc discuții pe tema unui terminal GNL regional.

În regiunea baltică occidentală, obiectivele grupului de lucru constau în găsirea unor metode de înlocuire a Danemarcei în calitate de furnizor de gaz, din cauza epuizării resurselor sale de gaz estimată a avea loc aproximativ începând cu 2015 și în creșterea securității aprovizionării în Danemarca, Suedia și Polonia. La sfârșitul anului 2010 va fi prezentat un plan de acțiune. Ambele grupuri de lucru se axează atât pe obstacolele în materie de reglementare, cât și pe identificarea principiilor comune care să permită realizarea unor investiții regionale.

Trebuie menținut rolul esențial al cooperării regionale susținute în vederea realizării următoarelor proiecte: PL-LT, terminalul regional GNL și un gazoduct între Norvegia și Danemarca și, eventual, între Suedia și Polonia. Obiectivele deschiderii pieței și îmbunătățirii securității aprovizionării cu gaz pot fi realizate cu o mai mare rentabilitate la nivel regional decât la nivel național. Statele membre apelează constant la sprijinul Comisiei pentru a ghida procesul BEMIP. În concluzie, trebuie găsite soluții de rupere a cercului vicios conform căruia „dacă nu este piață, nu sunt nici stimulente pentru investițiile în infrastructură; și fără infrastructură, piața nu se poate dezvolta.”

3.2.4. Coridorul nord-sud din vestul Europei

Conceptul strategic al interconexiunilor de gaze naturale nord-sud din Europa de Vest, adică din Peninsula Iberică și Italia până în nord-vestul Europei, constă într-o mai bună interconectare dintre zona mediteraneană, și astfel dintre livările provenind din Africa, și coridorul nordic de aprovizionare și livrările provenind din Norvegia și Rusia. Pe piața internă există încă blocaje care împiedică fluxul gazului în regiune, cum ar fi nivelul scăzut de interconectare cu Peninsula Iberică, care împiedică utilizarea optimă a infrastructurii iberice de import de gaz, care este una bine dezvoltată. Axa Spania-Franța a reprezentat o prioritate timp de mai mult de un deceniu, dar încă nu s-a concretizat. Trebuie remarcat totuși că în ultimii ani s-au realizat progrese, datorită unei mai bune coordonări a cadrelor naționale de reglementare - adoptată ca prioritate și de Inițiativa regională în domeniul gazului pentru sud-vestul Europei - și a implicării active a Comisiei Europene. Un alt semnal al funcționării imperfecte a pieței și a lipsei interconexiunilor îl reprezintă prețurile sistematic mai mari de pe piața italiană en-gros față de cele înregistrate pe piețele învecinate.

În același timp, se estimează că, datorită dezvoltării considerabile a energiei electrice din surse variabile pe acest coridor, este necesar să se consolideze capacitatea generală de furnizare pe termen scurt a sistemului de gaz, pentru a face față provocărilor reprezentate de flexibilitatea suplimentară, în scopul echilibrării furnizării de energie electrică.

Trebuie identificate principalele blocaje care afectează infrastructura și care împiedică funcționarea corectă a pieței interne și a concurenței pe acest coridor, iar părțile interesate, statele membre, ANR și OST trebuie să conlucreze pentru a facilita implementarea celor două procese. În al doilea rând, o analiză integrată a sistemului de electricitate și a sistemului de gaz (care să țină cont atât de generare, cât și de transport) ar fi de natură să contureze o evaluare a necesarului de flexibilitate în domeniul gazului și să identifice proiectele fezabile, cu scopul de constitui o rezervă pentru generarea variabilă de electricitate.

3.3. Asigurarea securității aprovizionării cu petrol

Spre deosebire de gaz și electricitate, transporul petrolului