[pic] | COMISIA COMUNITĂŢILOR EUROPENE |

Bruxelles, 15.5.2007

COM(2007) 250 final

COMUNICARE A COMISIEI CĂTRE CONSILIU ŞI CĂTRE PARLAMENTUL EUROPEAN

Raport privind experienţa dobândită în aplicarea Regulamentului (CE) nr. 1228/2003 "Privind condiţiile de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică"

COMUNICARE A COMISIEI CĂTRE CONSILIU ŞI CĂTREPARLAMENTUL EUROPEAN

Raport privind experienţa dobândită în aplicarea Regulamentului (CE) nr. 1228/2003 "Privind condiţiile de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică" (Text cu relevanţă pentru SEE)

1. INTRODUCERE

Prezentul raport îndeplineşte obligaţia Comisiei prevăzută la articolul 14 din Regulamentul (CE) nr. 1228/2003 privind condiţiile de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică[1], de a publica un raport privind experienţa dobândită în aplicare regulamentului. Regulamentul urmăreşte stabilirea unor reguli echitabile pentru schimburile transfrontaliere de energie, sporind astfel concurenţa pe piaţa internă a energiei electrice. Regulamentul instituie un mecanism de compensare pentru fluxurile transfrontaliere de energie electrică şi stabileşte principii armonizate privind taxele de transport şi norme de alocare a capacităţilor de interconectare disponibile între sistemele de transport naţionale.

2. DEZVOLTAREA VOLUMULUI TRANZACţIILOR TRANSFRONTALIERE

De la deschiderea pieţei, fluxurile transfrontaliere de energie electrică din Europa au crescut uşor în fiecare an. Cu toate acestea, în medie, numai 10% din energia electrică consumată în UE trece frontierele statelor membre. Diagrama 1 prezintă evoluţia generală a fluxurilor transfrontaliere fizice din cele 27 de state membre, ca şi din Norvegia şi Elveţia.

Diagrama 1: Dezvoltarea fluxurilor transfrontaliere de energie electrică dintre statele membre ale UE, Norvegia şi Elveţia (procentajul fluxurilor transfrontaliere comparate cu consumul brut de energie electrică).

Diagrama 2 prezintă cantităţile fluxurilor transfrontaliere din interiorul regiunilor şi dintre anumite regiuni ale Europei, astfel cum sunt definite în orientările modificate de gestionare a congestionărilor[2] la care se adaugă Europa de Sud-Est (ESE). În această diagramă, ţările care aparţin mai multor regiuni au fost luate în calcul în cadrul regiunii cu care au conectarea fizică cea mai puternică. Elveţia a fost inclusă în regiunea Europa Centrală şi de Vest şi Norvegia în regiunea Europa de Nord. Diagrama oferă doar o imagine de ansamblu a realităţii şi nu surprinde toate caracteristicile pieţelor geografice. De exemplu, pieţele germană şi austriacă sunt practic în mare măsură integrate.

[pic]Diagrama 2: Consumul şi schimburile de energie electrică în regiunile din Europa în anul 2005 [3]

Diagrama 2 indică faptul că cea mai mare regiune este Europa Centrală şi de Vest (ECV), cu un consum anual de 1310TWh. Regiunea ECV schimbă cantităţi substanţiale de energie electrică cu toate regiunile învecinate, în special cu Italia (41 TWh) şi cu regiunea Europa Centrală şi de Est (ECE) (35 TWh). Până nu de mult, regiunea baltică a fost separată de celelalte regiuni ale UE dar în prezent, interconectorul din Estonia până în Finlanda dat în exploatare în decembrie 2006, a pus capăt acestei izolări.

6,5% (213 TWh) din consumul total din aceste regiuni (3271 TWh) reprezintă schimbul transfrontalier din interiorul regiunilor, 4,3% (141 TWh) reprezintă schimbul dintre regiuni şi 0,7% (24 TWh) schimbul cu ţări terţe. Cu toate acestea, trebuie menţionat faptul că fluxurile fizice reprezintă doar o aproximare a volumelor reale tranzacţionate la frontiere. Atunci când compensăm schimburile comerciale de semn opus, volumele brute ale tranzacţiilor pot fi mai mari decât volumele fizice. De asemenea, din cauza fluxurilor în buclă şi actualei metode de calculare a capacităţilor care abordează necorespunzător impactul asupra ţărilor terţe, schimburile comerciale rareori coincid cu fluxurile fizice.

Reiese clar din tiparele actualelor schimburi dintre regiuni şi din capacităţile de interconectare subiacente faptul că este loc pentru o integrare mai profundă a regiunilor în direcţia unei pieţe europene. Aceasta va conduce la o mai mare convergenţă a preţurilor între regiuni cu game de producţie similare şi o mai bună utilizare a posibilităţilor de arbitraj între regiunile cu game de producţie diferite, cum ar fi între pieţele din ECV şi Europa de Nord.

În concluzie, posibilităţile de comerţ transfrontalier sunt încă departe de a fi utilizate la capacitate maximă. Această constatare a fost confirmată de rezultatele anchetelor sectoriale privind pieţele de energie electrică şi gaz[4]. Acest fapt se datorează în parte absenţei integrării comerţului cu amănuntul şi a pieţelor de echilibrare. În alte cazuri, multe ţări nu dispun încă de un semnal al preţurilor destul de fiabil pentru orientarea comerţului transfrontalier.

3. DEZVOLTAREA METODELOR DE TRANZACţIONARE TRANSFRONTALIERE

Adoptarea orientărilor modificate privind gestionarea congestiilor a reprezentat un pas înainte în concepţia pieţei interne de energie electrică a UE. Aceste orientări conţin reguli practice de punere în aplicare a mai multor principii incluse deja în Regulamentul nr. 1228/2003. Principalele elemente ale orientărilor sunt împărţirea Uniunii Europene în regiuni (şapte regiuni plus Europa de Sud Est), obligaţia operatorilor de sisteme de transport (OST) de a opera un sistem comun coordonat de calculare şi alocare a capacităţilor şi în cele din urmă cerinţele privind transparenţa.

Metodele de alocare a capacităţilor folosite în prezent pentru interconectările congestionate sunt următoarele (a se vedea şi diagrama din anexa 1):

1. retenţia (societatea integrată pe vertical deţine capacitatea)

2. alocarea cu prioritate a contractelor pre-existente

3. licitaţii explicite

4. licitaţii implicite

5. pentru alocări pe durata unei zile, conform principiului „primul venit, primul servit” şi proporţional

Numai licitaţiile coordonate explicite şi implicite îndeplinesc cerinţele Regulamentului nr. 1228/2003. Cu toate acestea, retenţia încă se mai foloseşte la unele dintre liniile vechilor agenţi economici şi încă se mai acordă alocarea cu prioritate pentru vechile contracte, în ciuda hotărârii Curţii Europene de Justiţie în cauza C-17/03[5]. Comisia a iniţiat deja o acţiune în justiţie împotriva acestor cazuri.

Pe viitor, o mai mare capacitate va fi alocată prin licitaţii implicite. Aşa-numita metodă de cuplare a pieţelor dezvoltată de ETSO şi de Asociaţia Burselor de Energie din Europa (EuroPex) are în acest moment cel mai mare potenţial de integrare reală a pieţei europene a energiei electrice prin intermediul licitaţiilor pe durata unei zile implicite. Ancheta sectorială[6] a demonstrat că licitaţiile explicite practicate în prezent conduc deseori la o utilizare ineficientă a capacităţii de interconectare şi împiedică integrarea pieţei.

Calcularea capacităţii transfrontaliere s-a bazat în trecut în mare parte pe metodologia capacităţii nete de interconexiune internaţională (NTC) dezvoltată de operatorii de sisteme de transport europene (ETSO). De curând, au fost propuse metode mai complexe de calculare a capacităţii care sunt integrate cu alocarea capacităţii şi sunt necesare pentru îndeplinirea orientărilor modificate privind gestionarea congestiilor. Cea mai promiţătoare este aşa-numita metodă bazată pe flux. Prin această metodă capacitatea disponibilă este calculată într-un model de reţea globală fără a efectua ex-ante dezagregarea în mod sub-optimal a capacităţii totale în valori NTC bilaterale. Metoda bazată pe flux dispune de mijloacele necesare pentru a asigura menţinerea reţelei în limitele de siguranţă prin fluxurile fizice rezultate ale operatorilor de sisteme de transport implicaţi. Această metodă poate prezenta mari beneficii dacă este folosită într-o reţea de transport cu foarte multe noduri.

În continuare sunt necesare eforturi considerabile pentru punerea în aplicare a noilor dispoziţii, inclusiv a celor prevăzute în orientările modificate privind gestionarea congestiilor. În consecinţă, nu au putut fi finalizate toate proiectele principale până la data de 1 ianuarie 2007, termenul de punere în funcţiune a unui sistem comun coordonat de calcul şi de alocare a capacităţilor, în conformitate cu orientărilor modificate privind gestionarea congestiilor. Aceste dificultăţi sunt în primul rând de natură tehnică, deoarece sistemul trebuie testat şi trebuie să fie solid înainte de a fi pus în aplicare. În al doilea rând, acceptarea unor schimbări ale rezultatelor pieţei este deseori o problemă politică. Chiar dacă o metodă mai bună ar spori beneficiul general pentru participanţii pe piaţă şi ar permite o utilizare mai sigură şi mai eficientă a infrastructurii existente, suma capacităţilor care urmează să fie alocate la unele frontiere s-ar putea diminua.

S-au înregistrat unele progrese în dezvoltarea accesului la comerţul transfrontalier pe durata unei zile. Aceasta reprezintă, de asemenea, o cerinţă a orientărilor modificate privind gestionarea congestiilor şi este obligatorie începând cu 1 ianuarie 2008.

Autorităţile naţionale de reglementare şi Comisia vor monitoriza îndeaproape punerea în aplicare a orientărilor modificate privind gestionarea congestiilor. În caz de nerespectare a noilor orientări, Comisia este pregătită să iniţieze proceduri privind încălcarea dreptului comunitar.

4. MECANISMUL DE COMPENSARE ÎNTRE OST

REGULAMENTUL nr. 1228/2003 prevede, de asemenea, cadrul sistemului de compensare pentru utilizarea reţelelor învecinate, care nu se mai bazează pe tarifele explicite pentru schimburi individuale (tarife transfrontaliere sau de tranzit), ci pe un mecanism de compensare globală bazat pe fluxuri fizice. Această relaţie este justificată într-o reţea de energie electrică cu noduri, în care fluxurile comerciale de semn opus se compensează reciproc şi în care fluxurile fizice nu corespund aproape niciodată cu traseul din contract.

S-au înregistrat progrese în mecanismul de compensare între OST (ITC) în mod voluntar,, prin procesul Forumului de la Florenţa. Primul acord voluntar a fost încheiat în martie 2002 între membrii ETSO, deşi includea un tarif transfrontalier de 1 €/MWh, care era încasat fie în mod colectiv, fie din tranzacţiile de export şi import, în funcţie de ţară. În anul 2003, acest tarif s-a redus la 0,5 €/MWh şi a fost în cele din urmă eliminat în 2004.

Acordul voluntar dintre OST se bazează pe o metodă care reprezintă simplificarea realităţii din fluxurile transfrontaliere. Această simplificare conţine mai multe erori care au devenit din ce în ce mai greu de suportat pentru unii participanţi. ETSO a depus eforturi pentru îmbunătăţirea metodologiei şi a propus un aşa-numit model IMICA (Model îmbunătăţit pentru alocarea costurilor de infrastructură), care se adresează unora dintre erorile sistemului anterior. Cu toate acestea, deoarece metoda este foarte complicată şi principiile unei metode ITC sunt încă în discuţie, în 2007 este pus în aplicare un nou mecanism ITC intermediar care prezintă unele îmbunătăţiri.

Grupul de reglementatori europeni pentru energie electrică şi gaze naturale (ERGEG) a elaborat orientările privind ITC care urmează a fi adoptate de către Comisie în baza Regulamentului nr. 1228/2003. Cu toate acestea, după mai multe încercări şi mai multe metode propuse, dintre care cea mai recentă şi cea mai promiţătoare fiind metoda IMICA, nu s-a ajuns la nici un acord în cadrul ERGEG până la sfârşitul anului 2006.

Comisia analizează în continuare dacă activitatea ERGEG oferă, în orice caz, o bază suficientă pentru a adopta orientările cu asistenţa comitetului transfrontalier pentru energie electrică prevăzut la articolul 13 din Regulamentul nr. 1228/2003.

5. ARMONIZAREA TARIFELOR DE ACCES LA REţEA

Tarifele pentru accesarea reţelei de transport variază enorm (a se vedea, de asemenea, diagrama din anexa 2). Tariful de reţea mediu pentru o sarcină conectată la reţeaua de transport, taxa L, variază de la aproximativ 2 €/MWh (Suedia) la aproximativ 27 €/MWh (Estul Danemarcei). Tariful de reţea mediu pentru un generator conectat la reţeaua de transport, taxa G, variază de la 0 €/MWh (mai multe state membre) la aproximativ 1.8 €/MWh (Irlanda). Există mai mulţi factori care explică aceste diferenţe. În afară de costurile diferite de infrastructură, aceste tarife pot include sau nu pierderi, semnale de localizare, întreţinerea sistemului sau taxe care nu sunt legate direct de activităţile OST. Acestea din urmă sunt legate în special de obligaţii de serviciu public, cum ar fi susţinerea surselor de energie regenerabilă şi cogenerarea (CHP), precum şi costurile eşuate.

Armonizarea tarifelor este necesară pentru a avea un câmp neted de acţiune pentru piaţa energiei electrice şi reprezintă una dintre principalele probleme vizate de Regulamentul nr. 1228/2003. Deşi prin procesul Forumului de la Florenţa se încearcă de mai mulţi ani elaborarea unei orientări obligatorii privind nivelul tarifelor, în conformitate cu prevederile regulamentului aceasta nu poate fi adoptată independent de orientarea pentru mecanismul ITC. Proiectul de orientare privind tarifarea transportului urmăreşte să reducă treptat ecartul de taxă G. Acest obiectiv se explică prin faptul că taxa G este mai importantă decât taxa L în privinţa condiţiilor de egalitate.

6. CONGESTIA

Se poate observa faptul că modelele de congestionare au devenit mai volatile, chiar dacă nu există încă o metodă uniformă de colectare şi publicare a datelor privind producerea congestiilor. În trecut, fluxurile, dominate adesea de contracte pe termen lung, rămâneau relativ stabile. Volatilitatea mărită poate fi văzută ca un semn al unei pieţe cu o funcţionare mai bună, care conduce la intensificarea comerţului în ambele direcţii prin interconectori. În unele cazuri, acest fenomen se poate datora şi unei noi strategii de comercializare a jucătorilor cu poziţie dominantă de pe o singură piaţă: optimizarea volumelor transfrontaliere.

Cu mecanismele bazate pe piaţă, OST colectează rente de congestionare care reflectă diferenţa de preţ dintre zone şi volumul comercializat prin fiecare interconector. La frontierele unde se folosesc deja de ceva timp licitaţiile explicite, în 2005 (2004)[7] s-au încasat următoarele rente: Germania 158 mil. € (98 mil. €), Olanda 48 mil. € (35 mil. €), Republica Cehă 44 mil. € (41 mil. €), Polonia 41 mil. € (9 mil. €) şi Danemarca (frontierele cu Germania) 28 mil. € (19 mil. €). În regiunea de nord au fost încasate următoarele rente totale de congestionare în sistemul de împărţire a pieţei[8]: 48 mil. € în 2004, 117 mil. € în 2005 şi 104 mil. € în 2006. Pentru anul 2006 au fost introduse mai multe licitaţii noi explicite pentru a înlocui metodele retenţiei, alocarea cu prioritate pentru contractele moştenite sau metoda primul venit, primul servit, care nu sunt compatibile cu Regulamentul nr. 1228/2003 sau cu hotărârea Curţii Europene de Justiţie în cauza C-17/03.

În conformitate cu prevederile regulamentului, veniturile din congestii pot fi folosite numai pentru garantarea capacităţilor, construirea de infrastructuri sau micşorarea tarifului de reţea. Din nefericire, metoda cea mai uzuală de folosire a veniturilor din congestii a fost micşorarea tarifului. Numai în unele cazuri au fost preferate investiţiile în reţea (ţările nordice, Ţările de jos). Conform orientărilor modificate privind gestionarea congestiilor autorităţile de reglementare, începând din 2007, vor trebui să publice un raport anual privind încasarea şi folosirea veniturilor din congestii.

7. ACCESUL UTILIZATORILOR FINALI LA ENERGIA ELECTRICă TRANSFRONTALIERă

Frontierele dintre ţări şi zonele de control continuă să reprezinte un adevărat obstacol pentru integrarea reală a pieţei. Un obiectiv pe termen mediu este acela de a urmări armonizarea regională a pieţei şi de a construi o nouă infrastructură astfel încât participanţii pe piaţă să fie mai puţin stânjeniţi de frontiere decât sunt în prezent. Această situaţie s-a creat în mare măsură pentru participanţii pe piaţa cu ridicata din zona Nord Pool. Atunci când participanţii pe piaţa nordică ofertează pe piaţa fizică pe durata unei zile, sistemul optimizează automat folosirea infrastructurii transfrontaliere. Piaţa de echilibrare se integrează, de asemenea, folosind ofertele din întreaga regiune. Cu toate acestea, piaţa nordică nu se extinde încă direct la piaţa cu amănuntul deoarece consumatorii sunt obligaţi în continuare să folosească furnizori stabiliţi în aceeaşi ţară. În prezent se lucrează în vederea stabilirii unei pieţe nordice reale pentru utilizatorii finali. Un alt exemplu de integrare a pieţelor cu ridicata este dat de Germania şi Austria. Şi în această zonă se discută, de asemenea, integrarea pieţei cu amănuntul.

8. SIGURANţA FURNIZăRII

Primul an de aplicare a regulamentului, 2003, s-a dovedit a fi dificil pentru siguranţa furnizării de energie electrică. Italia a suferit în septembrie 2003 o pană majoră din cauza problemelor cu liniile de interconectare cu Elveţia şi din cauza incapacităţii de limitare a răspândirii defecţiunii. Tot în septembrie 2003, o pană majoră s-a produs şi în sudul Suediei şi în estul Danemarcei. Pene mai puţin extinse s-au produs în anul 2003 în Londra şi în Helsinki. Cea mai recentă pană, de la data de 4 noiembrie 2006, a afectat întreaga zonă sincronă din Uniunea pentru coordonarea transportului energiei electrice (UCTE). Acest incident s-a produs în nordul Germaniei şi a condus la împărţirea zonei UCTE în trei părţi şi, în consecinţă, la izolare sub sarcină a aproximativ 10% în zona de vest, pentru a păstra integritatea reţelei de transport de energie.

Deoarece perturbările majore de sistem se produc foarte rar, nu pot fi încă trase concluzii în privinţa faptului dacă probabilitatea producerii de pene creşte sau scade odată cu intensificarea transportului transfrontalier de energie electrică. Cu toate acestea, pana din Italia a demonstrat în mod clar că operatorii de sisteme de transport nu dispuneau de un cadru operativ suficient pentru garantarea unui nivel înalt de exploatare a sistemului la scară europeană. Cooperarea s-a bazat pe recomandări ne-obligatorii, fără monitorizarea şi executarea acelor recomandări. În consecinţă, UCTE a început să lucreze la transformarea recomandărilor într-un manual de reguli, puse în aplicare şi monitorizate printr-un acord coercitiv între toţi operatorii de sisteme de transport membri ai UCTE. Acest proces încă nu s-a încheiat, deşi s-au înregistrat progrese considerabile.

Au avut loc discuţii, în special în procesul Forumului de la Florenţa, asupra necesităţii regulilor obligatorii de siguranţă la nivel european. Acest lucru este deja posibil prin intermediul regulamentului, deşi Comisia nu s-a decis încă să prezinte o propunere.

Recentul raport ETSO privind suficienţa producţiei de energie electrică[9] a indicat faptul că până în anul 2012 nu există îngrijorări majore pentru cea mai mare parte a reţelelor europene. După 2012 situaţia ar putea deveni critică dacă investiţiile se produc mai lent decât s-a anticipat. Situaţia se poate schimba destul de rapid, dacă se anunţă noi investiţii, precum în Italia, Spania, Ţările de Jos şi Germania. Ţările nordice depind de căderile de precipitaţii, datorită dimensiunilor extinse ale sistemului hidroenergetic. Prin urmare, capacitatea de producţie devine o problemă în anii secetoşi, precum 2006.

Raportul ETSO ia în considerare influenţa conexiunilor transfrontaliere asupra suficienţei producţiei energetice la nivel regional, presupunând că operatorii de sisteme de transport nu vor întrerupe unilateral interconectările dintre statele membre în caz de condiţii extreme ale unei cereri de vârf. Cu toate acestea, comportamentul unor operatori de sisteme de transport în aceste condiţii nu este uşor previzibil. Unele exemple indică faptul că consumatorii interni pot fi preferaţi celor externi. Acest comportament reprezintă o încălcare a Directivei 2003/54 privind normele comune pentru piaţa internă de energie electrică[10] şi a Directivei 2005/89 privind măsurile menite să garanteze siguranţa aprovizionării cu energie electrică şi investiţiile în infrastructuri[11]. Această problemă importantă va fi în discutată în detaliu în contextul punerii în aplicare a celei de-a doua directive

9. SEMNALELE DE LOCALIZARE

SEMNALELE de localizare reprezintă o condiţie fundamentală pentru funcţionarea pieţei de energie electrică. Semnalele de localizare se referă la toate tarifele de transport sau condiţiile care influenţează pe termen scurt repartizarea producţiei şi pe termen lung amplasarea de noi centrale şi consumatorii intensivi de energie electrică.

În prezent, efectele congestiilor oferă cel mai puternic semnal de localizare pentru reţele de pe piaţa europeană de energie electrică. Practic existenţa congestiilor înseamnă că piaţa este divizată în zone de preţuri şi congestia menţine o diferenţă de preţ între zone. Acesta este un semnal puternic atunci când o întreprindere doreşte să investească în capacitatea de producţie. În plus, în unele ţări (Regatul Unit, Suedia şi Norvegia) există, de asemenea, un element de semnal de localizare încorporat în tariful de acces la reţea. Se presupune că acest semnal influenţează atât comportamentul pe termen scurt (repartizarea), cât şi comportamentul pe termen lung (investiţiile). Nu există încă semnale de localizare la nivel european încorporat în tarife care să se adauge celor provenite din congestionarea. Este posibil ca armonizarea tarifelor de reţea să fie necesară înainte ca un semnal de localizare la nivel european să poată fi încorporat în tarife în mod justificat.

Există o preocupare majoră privind semnalele de localizare din interiorul anumitor state membre, în special în ţările mari care au o zonă de preţ unic şi în care congestia nu este recunoscută în mod explicit. De exemplu, în Germania, în nordul ţării energia eoliană a pătruns profund, cu o repartizare de prioritate. Deşi între nordul şi sudul Germaniei există o congestionare, menţinerea unei zone cu preţ unic înseamnă că semnalul de localizare pentru generatoarele convenţionale nu există. Sudul Suediei şi sudul Austriei suferă, de asemenea, de lipsa semnalelor de localizare pentru producţia de energie din cauza menţinerii unei zone de preţ unic. În Franţa există o zonă cu preţ unic pentru energia electrică şi un tarif zonal pentru gazele naturale: aceasta creează o congestionare a sistemului de transport al energiei electrice, în timp ce transportul de energie primară în loc de energie electrică ar fi mai economic. Se estimează că metodele de alocare bazate pe flux oferă mai multe informaţii în legătură cu poziţiile blocajelor în sistemul energetic.

10. CONCLUZII

În perioada de deschidere a pieţelor de energie electrică în Europa, s-a produs o creştere constantă dar modestă a fluxurilor transfrontaliere. Principalul motiv îl constituie posibilitatea schimburilor între zone cu diferenţe de preţ. Metodele de calculare şi alocare a capacităţilor s-au dezvoltat, putând să rezulte eventuale îmbunătăţiri ulterioare din orientările modificate privind gestionarea congestiilor adoptate în noiembrie 2006. Acestea vor necesita metode bazate pe o mai largă optimizare regională a folosirii reţelei, în locul concentrării pe comerţul bilateral dintre două ţări învecinate. Această schimbare va asigura, de asemenea, un management mai sigur al fluxurilor fizice.

Cu toate acestea, există semne că reţeaua de transport funcţionează uneori aproape de limitele sale fizice. Pana de energie electrică din Italia din anul 2003 şi cea din 2006 din zona UCTE a demonstrat cât de costisitor poate fi un incident în reţeaua de transport la nivel european. De aceea, este important ca intensificarea comerţului să fie însoţită de o exploatare mai coordonată a reţelei şi de construirea unei noi infrastructuri, inclusiv de modernizarea liniilor existente, construirea de noi linii şi investiţiile în alte componente de reţea, dacă este necesar. Dată fiind natura locală a energiei electrice, acest potenţial de creştere nu este nelimitat, dar există ample posibilităţi de optimizare a utilizării resurselor de transport existente. În aceste condiţii, intensificarea fluxurilor nu reprezintă o ţintă în sine ci mai curând posibilitatea pentru fluxuri, ceea ce reprezintă o condiţie necesară pentru comerţul transfrontalier şi un element important pentru o bună funcţionare a pieţei interne de energie electrică.

Piaţa europeană se bazează tot mai mult pe un concept regional. Acesta s-a dezvoltat iniţial în mod natural, pe baza realităţilor fizice ale reţelei. Odată cu stabilirea regiunilor în orientările modificate privind gestionarea congestiilor şi odată cu dezvoltarea de către grupul ERGEG a iniţiativelor regionale pentru energie electrică, abordarea regională a primit statut oficial. Abordarea regională trebuie totuşi considerată drept un instrument pragmatic pentru realizarea unei pieţe europene globale. Nu există un motiv a priori major pentru care punerea în aplicare a pieţei de energie să varieze mult între regiuni.

Orientările modificate privind gestionarea congestiilor au intrat în vigoare la 1 decembrie 2006. Orientările ITC şi orientările de armonizare a tarifelor sunt în prezent în curs de elaborare şi urmează a fi adoptate de către Comisie în anul 2007. Prin aceste orientări vor fi realizate normele prevăzute de Regulamentul nr. 1228/2003, cu excepţia normelor privind siguranţa şi fiabilitatea. Între timp a devenit evidentă necesitatea rezolvării unor probleme pentru care regulamentul nu prevede orientări detaliate. Lista de mai jos oferă un exemplu al problemelor actuale privind schimburile transfrontaliere, dintre care numai unele sunt în totalitate reglementate de regulament. Multe dintre acestea sunt totuşi abordate în diverse iniţiative ale ERGEG:

6. Normele de siguranţă şi fiabilitate: norme valabile între operatorii de sisteme de transport pentru a asigura siguranţa exploatării reţelei. Articolul 8 din Regulamentul nr. 1228/2003 conţine deja un mandat pentru adoptarea orientărilor de către Comisie.

7. Norme de conexiune: guvernează relaţia dintre operatorii de sisteme de transport şi consumatori (producători, operatori ai sistemului de distribuţie şi mari consumatori finali).

8. Norme de comercializare a energiei electrice: armonizarea regimului comercial, orare şi produse, inclusiv comerţul pe durata unei zile.

9. Norme de transparenţă: norme detaliate privind schimbul şi publicarea între participanţii pe piaţă. Normele de transparenţă sunt deja avute în vedere în orientările modificate privind gestionarea congestiilor.

10. Norme de echilibrare şi de rezervă energetică: urmăresc aprofundarea integrării pieţelor de echilibrare şi de rezerve energetice. Echilibrarea transfrontalieră este deja avută în vedere în orientările modificate privind gestionarea congestiilor.

11. Norme privind schimbul de date şi de reglare: urmăresc integrarea pieţei cu amănuntul printr-o armonizare suficientă în materie de schimb de date şi norme de reglare.

12. Norme de stimulare a investiţiilor incluzând semnalele de localizare: oferă un cadru european pentru semnale de investiţii eficiente, atât pentru investiţiile în producţie, cât şi pentru investiţiile în reţea.

Necesitatea şi nivelul de detaliu al acestor norme sunt încă în curs de examinare şi este nevoie de studii suplimentare pentru a dispune de datele necesare. Cu toate acestea, a devenit evident faptul că o integrare ulterioară a pieţei interne necesită un set de reguli coerente, astfel cum s-a detaliat în comunicarea Comisiei privind perspectivele pieţei interne de energie electrică şi gaze naturale[12]. Multe dintre aceste reguli există deja dar la nivel naţional sau la nivel de societate comercială, supuse unui control diferit din partea autorităţilor naţionale de reglementare. Incompatibilitatea acestor reguli poate reprezenta unul dintre cele mai mari obstacole pentru integrarea pieţei. Comunicarea perspectivelor pentru piaţa internă de energie electrică şi gaze naturale detaliază rolul pe care trebuie să îl aibă autorităţile de reglementare în elaborarea, monitorizarea şi aplicarea acestor reguli şi prezintă felul în care trebuie implicaţi operatorii de sisteme de transport în acest proces.

Anexa 1: Metode privind gestionarea congestiilor folosite în Europa (sursa raportul ETSO: Prezentare generală a metodelor curente privind gestionarea congestiilor transfrontaliere în Europa, mai 2006)

Alocarea pentru ziua următoare (actualizată în ianuarie 2007)

Anexa 2: Nivelul tarifelor de transport în Europa (sursa raportul ETSO din 2006: Prezentare generală ETSO a tarifelor de transport în Europa: Sinteză 2005 )

[1] JO L 176, 15.7.2003, p. 1.

[2] 2006/770/CE: Decizia Comisiei din 9 noiembrie 2006 de modificare a anexei la Regulamentul nr. (CE) 1228/2003 privind condiţiile de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, JO L 312, 11.11.2006, p. 59–65

[3] Surse: UCTE, Nordel, DTi, operatorii baltici de sisteme de transport

[4] Anchetă în conformitate cu articolul 17 din Regulamentul (CE) nr. 1/2003 în sectoarele europene de gaz şi energie electrică COM(2006) 851, a se vedea Partea b punctul II.3 Integrarea pieţei.

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

[6] Anchetă în conformitate cu articolul 17 din Regulamentul (CE) nr. 1/2003 în sectoarele europene de gaz şi energie electrică COM(2006) 851, a se vedea Partea b punctul II.3 Integrarea pieţei, a se vedea Partea b punctul II.3.5.3.

[7] Informaţii obţinute de pe site-urile de internet ale birourilor pentru licitaţie. Se presupune că la fiecare interconector renta se împarte 50-50 între operatorii de sisteme de transport implicaţi.

[8] Nordel.

[9] Suficienţa producţiei de energie electrică, o evaluare a sistemelor energetice europene interconectate 2008-2015 mai 2006, ETSO.

[10] JO L 175, 15.7.2003, p. 37.

[11] JO L 33, 4.2.2006, p. 22.

[12] Perspectivele pieţei interne de energie electrică şi gaze naturale, COM(2006) 841

Anul

Licitaţie implicită

Licitaţie explicită

Lipsă congestii

Limitarea accesului

Altă metodă