52010DC0677

[pic] | EUROPEISKA KOMMISSIONEN |

Bryssel den 17.11.2010

KOM(2010) 677 slutlig

MEDDELANDE FRÅN KOMMISSIONEN TILL EUROPAPARLAMENTET, RÅDET, EUROPEISKA EKONOMISKA OCH SOCIALA KOMMITTÉN OCH REGIONKOMMITTÉN

Prioriteringar för energiinfrastruktur en för 2020 och framåt – Förslag för ett integrerat europeiskt energinätverk

{SEK(2010) 1395 slutlig}{SEK(2010) 1396 slutlig}{SEK(2010) 1398 slutlig}

MEDDELANDE FRÅN KOMMISSIONEN TILL EUROPAPARLAMENTET, RÅDET, EUROPEISKA EKONOMISKA OCH SOCIALA KOMMITTÉN OCH REGIONKOMMITTÉN

Prioriteringar för energiinfrastruktur en för 2020 och framåt – Förslag för ett integrerat europeiskt energinätverk

INNEHÅLLSFÖRTECKNING

1. Inledning 5

2. infrastrukturens utmaningar kräver snabba åtgärder 6

2.1. Kraftledningsnät och lagring 6

2.2. Ledningsnät för naturgas och lagring 6

2.3. Fjärrvärme och kylnätverk 6

2.4. Avskiljning, transport och lagring av koldioxid (CCS) 6

2.5. Transport av olja och olefiner samt infrastruktur för raffinering 6

2.6. Marknaden står för den största delen av investeringarna men hinder kvarstår 6

2.7. Investeringsbehov och finansieringsunderskott 6

3. Förslag till energiinfrastruktur: En ny metod för strategisk planering 6

4. Europeiska prioriteringar för infrastruktur för 2020 och framåt 6

4.1. Prioriterade korridorer för elektricitet, gas och olja 6

4.1.1. Anpassning av det europeiska elnätet till den situation som kommer att råda 2020 6

4.1.2. Flera gasleverantörer för ett sammanhängande och flexibelt gasnätverk inom EU 6

4.1.3. Fastställande av säkerheten för oljeförsörjning 6

4.1.4. Utveckling av teknik för smarta nät 6

4.2. Förberedelser för nätverk på lång sikt 6

4.2.1. Europeiska motorvägar för el 6

4.2.2. Europeisk infrastruktur för transport av koldioxid 6

4.3. Från prioriteringar till projekt 6

5. Verktyg för att påskynda genomförandet 6

5.1. Regionala kluster 6

5.2. Snabbare och öppnare tillståndsförfaranden 6

5.3. Bättre metoder och information för beslutsfattare och medborgare 6

5.4. Skapa en stabil ram för finansiering 6

5.4.1 Öka privat finansiering med hjälp av förbättrad kostnadsfördelning 6

5.4.2. Optimering av offentliga och privata investeringar med begränsade risker för investerare 6

6. Sammanfattning och fortsatt arbete 6

BILAGA 6

1. Inledning 6

2. Utveckling av energibehov och försörjning 6

3. Prioriterade korridorer för elektricitet, gas och olja 6

3.1. Anpassning av det europeiska elnätet till den situation som kommer att råda 2020 6

3.1.1. Nät för havsbaserad vindkraft i Nordsjön 6

3.1.2. Sammanlänkningar i sydvästra Europa 6

3.1.3. Anslutningar i centrala och södra delarna av Östeuropa 6

3.1.4. Slutförande av sammanlänkningsplanen för elektricitet i Östersjöländerna 6

3.2. Flera gasleverantörer för ett sammanhängande och flexibelt gasnätverk inom EU 6

3.2.1. Södra korridoren 6

3.2.2. Östeuropeiska gassammanlänkningar från norr till söder 6

3.2.3. Slutförande av sammanlänkningsplanen för gas i Östersjöländerna 6

3.2.4. Västeuropas nord-sydliga korridor 6

3.3. Fastställande av en tryggad oljeförsörjning 6

3.4. Utveckling av teknik för smarta nät 6

4. Förberedelser för nätverk på lång sikt 6

4.1. Europeiska kraftledningsnät, ”motorvägar för elektricitet” 6

4.2. Europeisk infrastruktur för transport av koldioxid 6

INLEDNING

Den europeiska energiinfrastrukturen är vår ekonomis centrala nervsystem. EU kommer inte att kunna uppnå de energipolitiska och ekonomiska mål som satts för Europa 2020 om det inte sker en omfattande förändring i utvecklingen av den europeiska infrastrukturen. Ombyggnaden av våra energisystem för en framtid med låga koldioxidutsläpp är inte bara en uppgift för energiindustrin, utan kräver också tekniska förbättringar, bättre effektivitet, motståndskraft för klimatförändringar och ny flexibilitet. Detta är uppgifter som en enskild medlemsstat inte kan lösa på egen hand. Det krävs en europeisk strategi och finansiering på EU-nivå.

I den europeiska energipolitiken som antogs av Europeiska rådet i mars 2007[1] fastställs unionens grundläggande mål för energipolitiken beträffande konkurrenskraft, försörjningstrygghet och hållbarhet. Den inre energimarknaden måste slutföras under de kommande åren och år 2020 ska förnybara energikällor stå för 20 % av den totala energiförbrukningen. Utsläppen av växthusgaser ska minska med 20 % [2] och energieffektivitetsvinsterna måste ge besparingar på 20 % av energiförbrukningen. EU måste säkerställa försörjningstryggheten för 500 miljoner personer till konkurrenskraftiga priser mot bakgrund av ökande internationell konkurrens om världens resurser. De olika en ergikällornas relativa betydelse kommer att förändras. När det gäller fossila bränslen, främst gas och olja, kommer EU att bli alltmer beroende av import. Efterfrågan efterelektricitet förväntas öka avsevärt.

I meddelandet Energi 2020 [3] som antogs den 10 november 2010 efterfrågades en stegvis förändring av hur vi planerar, skapar och driver vår energiinfrastruktur och våra nätverk. Energiinfrastrukturen ligger i fokus för huvudinitiativet[4] ”Ett resurseffektivt Europa”.

Adekvata, integrerade och tillförlitliga energinätverk är en viktig del av EU:s mål för energipolitiken, men även för dess ekonomiska strategi. Utvecklingen av en energiinfrastruktur gör inte bara att EU kan skapa en fungerande inre energimarknad som fungerar på rätt sätt utan kommer även att leda till en förbättrad försörjningstrygghet, integrering av förnybara energikällor, ökad energieffektivitet och möjlighet för konsumenterna att ta del av ny teknik och intelligent energianvändning.

EU får betala dyrt för sin föråldrade och dåligt sammanhängande energiinfrastruktur. I januari 2009 förhindrades lösningar på avbrotten i gasförsörjningen i Östeuropa på grund av att det saknades återflödesmöjligheter och att sammanlänkningar och lagringsinfrastrukturer var otillräckliga. Den snabba utvecklingen av den nya generationens havsbaserade vindkraft i Nordsjön och i Östersjön hämmas av bristen på nät till havs och på land. Utan att sammanlänka nätverken inom EU och närliggande länder kan vi inte utveckla förnybar energi i södra Europa och norra Afrika. Risken och kostnaden för avbrott och spill kommer att bli mycket högre om inte EU snarast investerar i ett smart, effektivt och konkurrenskraftigt energinätverk och utforskar potentialen för förbättrad energieffektivitet.

På lång sikt omfattas dessa frågor av EU:s mål att minska utsläppen av växthusgaser med 80–95 % fram till 2050. Behovet av vidareutveckling är stort och omfattar infrastruktur för lagring av elektricitet i stor skala, laddning av elfordon samt transport och lagring av koldioxid och väte. De infrastrukturer som byggs upp under det kommande decenniet kommer till stor del fortfarande att användas ända till 2050. Därför är det mycket viktigt att ha det långsiktiga målet i åtanke. Kommissionen ska under 2011 presentera en omfattande plan som sträcker sig till 2050. I planen kommer man att presentera flera möjligheter när det gäller energimix, och man kommer även att beskriva olika sätt för hur EU kan uppnå sina långsiktiga mål för ett minskat koldioxidutsläpp och hur dessa lösningar påverkar beslut inom energipolitiken. I detta meddelande kartläggs den energiinfrastruktur som kommer att krävas för att uppfylla energimålen fram till 2020.

De energiinfrastrukturer som planeras i dag måste vara förenliga med de politiska beslut som fattas på lång sikt.

Det krävs en ny energipolitik för EU:s infrastruktur för att samordna och optimera nätverksutvecklingen över hela kontinenten. Därigenom skulle EU kunna dra full nytta av ett integrerat europeiskt nät där värdet sträcker sig långt utöver de enskilda delarna. Med en europeisk strategi för en integrerad energiinfrastruktur som baseras på intelligent teknik med låga koldioxidutsläpp, och med hjälp av stordriftsfördelar, kan kostnaderna för övergången till energikällor med låga koldioxidutsläpp genom minskas för de enskilda medlemsstaterna. En europeisk marknad som är helt sammanlänkad innebär även förbättrad försörjningstrygghet och stabiliserade priser för konsumenterna eftersom man kan se till att elektriciteten och gasen används där den behövs. De europeiska nätverken inkluderar där så är möjligt närliggande länder och kommer att förenkla konkurrenssituationen på EU:s inre marknad för energi och leda till ökad solidaritet mellan medlemsstaterna. Framför allt garanterar en integrerad europeisk infrastruktur att EU:s befolkning och företag har tillgång till prisvärda energikällor. Detta kommer i sin tur att bidra till att EU 2020-strategins mål att bibehålla en stark, mångsidig och konkurrenskraftig grund för industrin i EU kan uppnås.

Två specifika frågor som måste behandlas är godkännande av projekt och finansiering. Tillståndsgivning och gränsöverskridande samarbete måste bli mer effektiva och transparenta för att skapa allmän acceptans och påskynda leveransen. Man behöver nya finansieringslösningar för att tillgodose investeringsbehovet som uppskattas till en biljon euro för den kommande tioårsperioden, varav halva beloppet, måste avsättas för energinätverk. Reglerade taxor och trängselavgifter ska finansiera den största delen av nätinvesteringarna. Med nuvarande regelverk kommer dock inte alla nödvändiga investeringar att göras. Vissa investeringar kommer inte att ske så snabbt som planerat , eftersom de direkta fördelarna på nationell eller lokal nivå är begränsade för vissa projekt som i och för sig uppvisat icke-kommersiella positiva externa effekter och regionalt eller europeiska mervärde. Recessionen är också en anledning till färre investeringar inom infrastrukturen.

Åtgärderna för en ny energistrategi inom EU har de europeiska stats- och regeringschefernas fulla stöd. I mars 2009 begärde Europeiska rådet[5] en noggrann översyn av det transeuropeiska energinätet (TEN-E)[6] för att anpassa det till utmaningarna som nämns ovan och nya ansvarsområden som tilldelats unionen genom artikel 194 i Lissabonfördraget.

I detta meddelande föreslås åtgärder för att utarbeta en EU-strategi för effektivisering av nätverken. Det redogör för nya metoder för strategisk planering för att kartlägga de infrastrukturer som behövs och på ett tydligt och transparent sätt avgöra vilka som är av europeiskt intresse. Syftet är också att tillhandahålla verktyg för att genomföra infrastrukturförändringar, till exempel metoder för att påskynda tillstånd, förbättrad kostnadsfördelning och finansieringskartläggning för att underlätta för privata investeringar.

INFRASTRUKTURENS UTMANINGAR KRÄVER SNABBA ÅTGÄRDER

Sammanlänkningen och anpassningen av energiinfrastrukturerna till de nya behoven är en viktig och brådskande utmaning som omfattar alla områden[7].

Kraftledningsnät och lagring

Kraftledningsnäten måste uppgraderas och moderniseras för att klara av den ökande efterfrågan som uppstått på grund av en stor förändring i den övergripande energimixen och förädlingskedjan, men även på grund av det ökade antalet apparater och tekniktyper som drivs med elektricitet (värmepumpar, elfordon, väte- och bränsleceller[8], informations- och kommunikationsapparatur etc.). Ledningsnäten måste också byggas ut och uppgraderas för att främja integration på marknaden och för att bibehålla de befintliga nivåerna av systemsäkerhet, men framför allt för att transportera och balansera elektricitet från förnybara energikällor som förväntas mer än fördubblas under perioden 2007–2020[9]. En betydande del av produktionskapaciteten kommer att finnas långt från de platser där förbrukningen eller lagringen av energi sker. Upp till 12 % av den förnybara kapaciteten 2020 förväntas komma från anläggningar till havs, bland annat i Nordsjön. En stor del av energin kommer även att komma från solfångarparker och vindkraftsparker i södra Europa och anläggningar för biomassa i Central- och Östeuropa samtidigt som den decentraliserade elproduktionen också kommer att öka. Med ett väl sammanlänkat och intelligent elnät som omfattar lagring i stor skala kan kostnaden för utveckling av förnybara energikällor minskas eftersom ett större nät ger större flexibilitet och större balanseringsområden. Utöver kraven på kort sikt måste elnäten genomgå en omfattande utveckling för att hantera utfasningen av fossila bränslen i elsystemet fram till 2050, med stöd av ny teknik för högspänningsledningar och lagring som möjliggör en allt större andel förnybar energi, både från EU och från andra länder.

Samtidigt måste ledningsnäten förbättras. Mer innovation och intelligenta lösningar i nätverken behövs för att uppnå EU:s mål för 2020 i fråga om energieffektivitet och förnybara energikällor. Detta gäller både överföring och distribution, särskilt inom informations- och kommunikationsteknik, som kommer att spela en viktig roll för införandet av efterfrågehantering och andra smarta nättjänster . Smarta elnät kommer att förenkla transparensen och göra det möjligt för konsumenterna att kontrollera produkter i hemmet för att spara ström, förenkla hushållsproduktionen och sänka kostnaderna. Sådan teknik kommer även att bidra till EU:s industriella konkurrenskraft och ledande ställning i världen, något som också gagnar våra små och medelstora företag.

2.2. Ledningsnät för naturgas och lagring

Naturgas kommer även under kommande decennier att spela en viktig roll i EU:s energimix om dess försörjning kan säkerställas. Den kommer att bli allt viktigare som reservbränsle för olika typer av elproduktion. Även om okonventionella resurser och biogas på lång sikt kommer att medverka till ett minskat importberoende inom EU gör minskningen av EU:s naturgasresurser att det på medellång sikt kommer att krävas ökad import . Gasnätverken står inför större krav på flexibilitet i systemet, behov av dubbelriktade ledningar, förbättrad lagringskapacitet och flexibel försörjning med bland annat flytande naturgas, LNG, och komprimerad naturgas, CNG. Samtidigt är marknaden fortfarande splittrad och monopolstyrd med flera hinder för en öppen och rättvis konkurrens. I Östeuropa förlitar man sig fortfarande på en enda källa, vilket förvärras av att det finns brister i infrastrukturen. En portfölj med många alternativ för fysiska gaskällor och ledningar samt, där så krävs, ett sammanlänkat dubbelriktat gasnätverk[10] behövs redan 2020. Utvecklingen bör vara kopplad till EU:s strategi för arbete med tredjeländer, särskilt när det gäller leverantörsländer och transitländer.

2.3. Fjärrvärme och kylnätverk

Elproduktion i förbränningskraftverk leder ofta till omvandlingsförluster samtidigt som naturresurser förbrukas för uppvärmning och kylning i separata system. Detta är både ineffektivt och kostsamt. Likaså används naturresurser som havs- eller grundvatten sällan för kylning trots att detta skulle innebära kostnadsbesparingar. Utveckling och modernisering av fjärrvärme och nätverk för kylning bör därför presenteras som prioriterade åtgärder i stora tätortsområden där lokala eller regionala villkor för uppvärmnings- och kylningsbehov kan rättfärdiga befintliga eller planerade infrastrukturer. Detta kommer att behandlas i planen för energieffektivitet och samarbetsinitiativet ”Smarta städer” som presenteras i början av 2011.

2.4. Avskiljning, transport och lagring av koldioxid (CCS)

CCS-tekniken innebär att koldioxidutsläppen kan minskas i stor skala samtidigt som den möjliggör användningen av fossila bränslen. De fossila bränslena kommer att fortsätta att vara en viktig energikälla för elproduktion under de kommande decennierna. Tekniken och dess risker och fördelar testas fortfarande i pilotanläggningar. De första demonstrationsprojekten i stor skala kommer att driftsättas 2015. Den kommersiella utvecklingen av CCS i elproduktionen och för industrianläggningar förväntas komma igång efter 2020 och kommer sedan att införas globalt runt 2030. En europeisk ledningsinfrastruktur över landgränserna och till havs kan bli nödvändig eftersom de potentiella lagringsplatserna för koldioxid inte är jämnt fördelade i Europa och på grund av att vissa medlemsstater endast har begränsade lagringsmöjligheter för sina betydande koldioxidutsläpp.

2.5. Transport av olja och olefiner samt infrastruktur för raffinering

Om klimat-, transport- och energieffektivitetspolitiken fortsätter på den befintliga linjen kommer oljan att utgöra omkring 30 % av den primära energin år 2030, och en betydande del av transportbränslena kommer troligtvis att vara oljebaserade. Försörjningstryggheten är beroende av integritet och flexibilitet i hela distributionskedjan , från råolja som levereras till raffinaderier till slutprodukterna som levereras till konsumenterna. Samtidigt kommer även framtidens transportinfrastruktur för råolja och oljeprodukter att bestäms av utvecklingen inom den europeiska raffinaderisektorn. I dag står den här sektorn inför flera utmaningar. I kommissionens arbetsdokument som åtföljer detta meddelande redogörs det närmare för dessa.

2.6. Marknaden står för den största delen av investeringarna men hinder kvarstår

Politiken och lagstiftningsåtgärderna som EU har antagit sedan 2009 har varit en solid och stabil grund för planeringen av den europeiska infrastrukturen. Det tredje inre marknadspaketet för energi[11] lade grunden för planeringen och investeringarna i det europeiska nätverket genom att ålägga systemansvariga för överföringssystem att samarbeta och utarbeta regionala och europeiska 10-årsplaner för nätverksutveckling med avseende på elektricitet och gas inom ramen för det europeiska nätverket av systemansvariga för överföringssystemen, ENTSO. Det omfattar även samarbetsregler för nationella regleringsmyndigheter gällande gränsöverskridande investeringar inom ramen för byrån för samarbete mellan energitillsynsmyndigheter, ACER.

I det tredje paketet föreskrivs att regleringsmyndigheterna är skyldiga att ta hänsyn till hur deras beslut påverkar EU:s inre marknad i sin helhet. Detta innebär att de inte bara bör granska investeringar och dess fördelar i respektive medlemsstat, utan även fördelarna för hela EU. Avgifterna är dock fortfarande nationellt inriktade och viktiga beslut om sammanlänkningsprojekt för infrastrukturen tas på nationell nivå. De nationella tillsynsmyndigheterna arbetar för att minska avgifterna för konsumenterna, och tycker därför inte om projekt med främst regionala fördelar, problematisk kostnadsfördelning över gränserna, innovativ teknik eller som uteslutande syftar till försörjningstrygghet, eftersom de inte alltid ger den nationella avkastning som önskas.

Det förbättrade och utvidgade systemet för handel med utsläppsrätter kommer att leda till en gemensam europeisk koldioxidmarknad. Koldioxidpriserna inom systemet för handel med utsläppsrätter påverkar redan och kommer i allt större utsträckning att styra den optimala elförsörjningsmixen och placeringen i riktning mot energikällor med låga koldioxidutsläpp.

Förordningen om en tryggad naturgasförsörjning [12] kommer att förbättra EU:s kapacitet att vidta åtgärder i krissituationer genom att göra nätverken motståndskraftigare och införa gemensamma standarder för försörjningstrygghet och övrig utrustning. I förordningen identifieras dessutom tydliga skyldigheter när det gäller investeringar i nätverk.

Både branschfolk, tekniska stödorganisationer och tillsynsmyndigheter anger att de långdragna och otydliga tillståndsförfarandena är en av de huvudsakliga orsakerna till förseningar i genomförandet av infrastrukturprojekt, främst inom elektricitetsområdet[13]. Från inledande planering till slutlig driftsättning av en kraftledning tar det ofta mer än 10 år[14]. Gränsöverskridande projekt möter ofta motstånd eftersom sådana projekt ofta ses som ”transitledningar” som inte ger lokala fördelar. Förseningar i tillståndsprocessen beräknas förhindra cirka 50 % av de kommersiellt gångbara investeringarna inom elektricitet från att vara genomförda år 2020[15]. Detta skulle allvarligt försena EU:s övergång till en resurseffektiv ekonomi med låga koldioxidutsläpp. Det hotar även EU:s konkurrenskraft. I havsområden leder ofta brist på samordning och nationella olikheter till förseningar i processen. Dessutom ökar risken för konflikter med andra berörda parter i ett senare skede.

2.7. Investeringsbehov och finansieringsunderskott

Cirka en biljon euro måste investeras i vårt energisystem från i dag fram till 2020[16] för att uppfylla målen för energipolitiken och våra klimatmål. Cirka hälften kommer att krävas för nätverk, bland annat för distribution och överföring av el och gas, samt för lagring och smarta nät.

Av dessa investeringar krävs 200 miljarder euro enbart för överföringsnätverk . Bara drygt hälften av de nödvändiga investeringarna beräknas emellertid kunna tas upp av marknaden till år 2020 vilket gör att 100 miljarder euro saknas. En del av underskottet beror på förseningar med miljö- och byggnadstillstånd, men även finansieringssvårigheter och brist på lämpliga instrument för riskhantering, framför allt för projekt med positiva externa effekter och EU-omfattande fördelar men som saknar kommersiella incitament[17].Vi måste även arbeta för att vidareutveckla den inre energimarknaden som är avgörande för att främja den privata sektorns investeringar i energiinfrastruktur, vilket i sin tur leder till ett minskat finansieringsunderskott för de kommande åren.

Kostnaden för att inte genomföra investeringarna eller att inte genomföra dem genom ett EU-samarbete skulle bli enorm , vilket visas av driftsättningen av vindkraftsparker till havs där nationella lösningar kan ge en ökning av kostnaderna med 20 %. Om alla nödvändiga investeringar i infrastruktur för överföring genomförs kommer detta att skapa cirka 775 000 extra arbetstillfällen under perioden 2011–2020 och öka vår BNP med 19 miljarder euro[18], jämfört med tillväxten i en oförändrad situation. Sådana investeringar bidrar även till att främja spridningen av EU:s teknik. EU:s industri, även de små och medelstora företagen, är en viktig producent av teknik för energiinfrastruktur. En uppgradering av EU:s energiinfrastruktur ger en möjlighet att förbättra konkurrenskraften och EU:s ledande tekniska ställning i världen.

FÖRSLAG TILL ENERGIINFRASTRUKTUR: EN NY METOD FÖR STRATEGISK PLANERING

För att kunna leverera den energiinfrastruktur som krävs i Europa under de kommande tjugo åren krävs en helt ny infrastrukturpolitik som grundar sig på en europeiska vision. Detta innebär också att genomförandet av TEN-E måste förändras eftersom det baseras på långa projektförteckningar som inte ger utrymme för flexibilitet. Kommissionen föreslår en ny metod som omfattar följande steg:

- Kartläggning av energiinfrastrukturen för ett europeiskt smart supernät som förbinder kontinentala nätverk.

- Fokusering på ett begränsat antal europeiska prioriteringar som måste genomföras före 2020 för att de långsiktiga målen ska uppnås, och där åtgärderna på EU-nivå är mest berättigade.

- Identifiering genom en överenskommen metod av konkreta projekt av europeiskt intresse, som är nödvändiga för att genomföra prioriteringarna på ett flexibelt sätt och uppbyggnad av ett regionalt samarbete för att hantera de förändrade marknadsvillkoren och teknikutvecklingen.

- Stöd för genomförandet av projekt av europeiskt intresse med hjälp av nya verktyg såsom förbättrat regionalt samarbete, tillståndsförfaranden, bättre metoder och information för beslutsfattare och medborgare samt innovativa finansiella instrument.

EUROPEISKA PRIORITERINGAR FÖR INFRASTRUKTUR FÖR 2020 OCH FRAMÅT

Kommissionen föreslår följande prioriteringar på kort och lång sikt för att anpassa energiinfrastrukturen för 2000-talet.

Prioriterade korridorer för elektricitet, gas och olja

Anpassning av det europeiska elnätet till den situation som kommer att råda 2020

Den första tioåriga nätverksutvecklingsplanen TYNDP[19] utgör en stadig grund för att identifiera prioriteringar i sektorn för elektricitetsinfrastruktur. Planen gäller emellertid inte investeringarna i infrastrukturen som gjorts för betydelsefulla nya anläggningar till havs, huvudsakligen vindkraftsparker i Nordsjön[20], och garanterar inte genomförande enligt tidsplanen, särskilt inte för gränsöverskridande sammanlänkningar. För att garantera en integration av förnybara energikällor i norra och södra Europa enligt tidsplanen och fortsatt integration på marknaden föreslår Europeiska kommissionen att man fokuserar på kommande prioriterade korridorer som skapas för att anpassa Europas elnät till den situation som kommer att råda 2020:

1. Kraftledningsnät till havs i Nordsjön och anslutning till Nord- och Centraleuropa – för att integrera och ansluta produktionskapaciteten av energi i Nordsjön[21] till förbrukningscentrum i Nord- och Centraleuropa samt anläggningar för lagring av vattenkraft i Alperna och i de nordiska länderna.

2. Sammanlänkningar i sydvästra Europa för anpassning av vind- och vattenkraft samt solenergi, främst mellan Iberiska halvön och Frankrike. På sikt eftersträvar man även sammanlänkningar med Centraleuropa för att kunna använda förnybara energikällor från norra Afrika och för att utnyttja den befintliga infrastrukturen mellan Nordafrika och Europa.

3. Anslutningar i centrala och södra Östeuropa – för att förstärka det regionala nätverket i energiflödesriktningarna norr till söder och öst till väst och för att förenkla integrationen på marknaden för förnybar energi. Detta omfattar även anslutningar till lagringsanläggningar och integration av ”energiöar”.

4. Slutförande av planen för sammanlänkning på den baltiska energimarknaden (BEMIP) – integration av de baltiska länderna på den europeiska marknaden genom förstärkning av deras inre nätverk och sammanlänkningarna med Finland, Sverige och Polen samt förstärkning av det polska interna kraftledningsnätet och sammanlänkningar i öst och väst.

Flera gasleverantörer för ett sammanhängande och flexibelt gasnätverk inom EU

Målet med det här prioriterade området är att bygga upp en infrastruktur som gör det möjligt att köpa gas från vilken källa som helst och att sälja den inom EU, oberoende av nationella gränser. Detta skulle även garantera en säker efterfrågan eftersom det ger ett större urval och en större marknad där gasproducenterna kan sälja sina produkter. Flera positiva exempel från medlemsstaterna visar att diversifiering är nyckeln till större konkurrens och en förbättrad försörjningstrygghet . På EU-nivå kan försörjningen sägas vara diversifierad utmed tre korridorer (Norra korridoren från Norge, östra korridoren från Ryssland och Medelhavskorridoren från Afrika) och med hjälp av LNG. I vissa regioner förlitar man sig emellertid fortfarande på en enda källa. Varje europeisk region bör bygga upp infrastrukturen så att den tillåter fysisk åtkomst till minst två olika källor . Samtidigt innebär gasens balanserande roll för olika typer av elproduktion och den standard för infrastruktur som föreskrivs i förordningen om säker gasförsörjning ökade krav på flexibilitet och ett ökat behov av dubbelriktade ledningar, förbättrad lagringskapacitet och flexibel försörjning t.ex. LNG/CNG. För att uppnå dessa mål har följande prioriterade korridorer identifierats:

5. Södra korridoren för att få flera källor på EU-nivå och för att transportera gas från Kaspiska havet, Centralasien och Mellanöstern till EU.

6. Sammanlänkning mellan Östersjön, Svarta havet, Adriatiska havet och Egeiska havet, särskilt genom:

7. genomförandet av planen för sammanlänkning på den baltiska energimarknaden, BEMIP och

8. den nord-sydliga korridoren i centrala och södra Östeuropa.

9. Den nord-sydliga korridoren i västra Europa för att få bort de inre flaskhalsarna och öka leveranskapaciteten på kort sikt så att man kan dra full nytta av eventuell alternativ extern försörjning, även från Afrika, och optimera den befintliga infrastrukturen, särskilt befintliga anläggningar för framställning och lagring av flytande naturgas.

Fastställande av säkerheten för oljeförsörjning

Målet för de här prioriteringarna är att garantera oavbruten försörjning av råolja till inlandsstater i Central- och Östeuropa som för närvarande är beroende av begränsade försörjningsvägar om långvariga försörjningsavbrott skulle uppstå på de normala försörjningsvägarna. En diversifiering av oljeförsörjningen och sammanlänkade ledningsnätverk skulle också innebära ett minskat behov av oljetransporter med fartyg, samtidigt som risken för miljöfaror minskar i de känsliga områdena vid Östersjön och farvattnen kring Turkiet. Detta kan uppnås med den befintliga infrastrukturen genom att man förstärker driftskompatibiliteten i ledningsnätverket i Central- och Östeuropa . Detta görs genom sammanlänkning av systemen och borttagning av flaskhalsar i försörjningen med möjlighet till omvänt flöde.

Utveckling av teknik för smarta nät

Målet med den här prioriteringen är att tillhandahålla den ram och de inledande incitament som krävs för snabba investeringar i en ny och ”intelligent” nätverksinfrastruktur som främjar i) en konkurrenskraftig slutkundsmarknad, ii) en fungerande marknad för energitjänster som erbjuder bra val för energibesparingar och effektivitet samt iii) integrationen av förnybar energi och distribuerad produktion och iv) anpassning för de nya behov som exempelvis elfordon kommer att skapa.

Kommissionen kommer även att granska behovet av ytterligare lagstiftning för att se till att det inte finns några hinder för genomförandet av smarta nät. För att främja investeringar i smarta nät och smarta mätare måste man se vad som måste regleras eller standardiseras och vad som kan överlämnas till marknaden. Kommissionen kommer även att diskutera ytterligare åtgärder för att säkerställa att smarta nät och mätare ger de önskade fördelarna för konsumenter, producenter och operatörer, samt leder till en bättre energieffektivitet. Resultaten av granskningen och eventuella åtgärder kommer att presenteras under 2011.

Dessutom kommer kommissionen att skapa en plattform för transparens och information om smarta nät för att underlätta spridning av aktuella erfarenheter och bästa praxis för driftsättning i Europa, för att skapa samverkan mellan olika metoder och för att underlätta utvecklingen av ett lämpligt regelverk. Tidsfristen för den tekniska standarden och lämpligt dataskydd är en viktig del av den här processen. För detta ändamål bör fokuseringen på teknik för smarta nät inom SET-planen intensifieras.

4.2. Förberedelser för nätverk på lång sikt

Enligt det långsiktiga perspektiv som kommer att presenteras i färdplanen för 2050 måste EU påbörja arbetet redan i dag med att utforma, planera och bygga upp framtidens energinätverk som krävs för att EU ska kunna minska utsläppen av växthusgaser ytterligare. Det finns endast begränsad tid att genomföra detta. Genom ett samordnat tillvägagångssätt mot en optimerad europeisk infrastruktur kan vi undvika kostsamma åtgärder i medlemsstaterna eller på projektnivå samt otillfredsställande lösningar på lång sikt.

4.2.1. Europeiska motorvägar för el

Framtidens europeiska ”motorvägar för el” måste ha kapacitet för att: i) anpassa det ständigt ökande överskottet av vindkraft i Nordsjön och Östersjön och den ökande produktionen av förnybar energi i östra och södra Europa och norra Afrika, ii) ansluta dessa nya produktionsknutpunkter till anläggningar med stor lagringskapacitet i de nordiska länderna och i Alperna och till större förbrukningscentrum i Centraleuropa och iii) hantera en allt mer flexibel och decentraliserad tillgång och efterfrågan på elektricitet[22].

Europeiska kommissionen föreslår därför att arbetet för att skapa en utvecklingsplan som skulle möjliggöra en driftsättning av de första nya kraftledningarna under 2020 inleds omedelbart. Denna plan bör även omfatta förberedelser för utbyggnad med målet att underlätta utvecklingen av produktion av förnybar energi bortom EU:s gränser samt planering för potentiell utveckling av produktion med ny teknik som våg-, vind- och tidvattenkraft. Arbetet utförs på bästa sätt inom ramen för Florensforumet, som organiseras av kommissionen och ENTSO-E. Det bygger på SET-planen för det europeiska elnätsinitiativet (EEGI) och det europeiska näringslivsinitiativet för vindkraft (EWI).

4.2.2. Europeisk infrastruktur för transport av koldioxid

Detta prioriteringsområde omfattar undersökning och överenskommelser för de tekniska och praktiska modaliteterna för en framtida transportinfrastruktur för koldioxid. Med hjälp av ytterligare forskning som samordnas av det europeiska näringslivsinitiativet för avskiljning och lagring av koldioxid som påbörjades inom SET-planen ska planeringen av infrastrukturen och utvecklingen på EU-nivå inledas enligt tidsplanen. Planen är i linje med den förutspådda kommersiella utvecklingen av tekniken efter 2020. För att stimulera utvecklingen av kontaktpunkter för framtidens europeiska infrastruktur ges stöd till det regionala samarbetet .

4.3. Från prioriteringar till projekt

Ovan nämnda prioriteringar bör omvandlas till konkreta projekt och leda till utveckling av ett löpande program. De första projektförteckningarna bör vara klara i slutet av 2012 och sedan uppdateras vartannat år för att bidra till den regelbundna uppdateringen av den tioåriga nätverksutvecklingsplanen.

Projekten bör identifieras och klassificeras enligt överenskomna tydliga kriterier som ger ett begränsat antal projekt. Kommissionen föreslår att arbetet ska baseras på följande kriterier som ska justeras och godkännas av alla berörda intressenter, särskilt byrån för samarbete mellan energitillsynsmyndigheter (ACER):

- Elektricitet : Bidrag till säker försörjning av elektricitet, kapacitet för att ansluta förnybar elproduktion och överföra den till större förbruknings- och lagringscentrum, bättre marknadsintegration och konkurrens, bidrag till energieffektivitet och användning av smarta elnät.

- Gas : Diversifiering med fokus på diversifiering av gaskällor, ett större antal leverantörer och flera ledningar samt ökad konkurrens genom en ökning av sammanlänkningsnivån, bättre marknadsintegrering samt en bättre spridning av marknaden.

Projekten ska granskas på EU-nivå för att säkerställa överensstämmelse med prioriteringarna och regionerna . De ska även rangordnas beroende på hur viktiga de är för att genomföra prioriteringarna och uppnå målen i fördraget. De projekt som uppfyller kraven märks som ”projekt av europeiskt intresse” . Märkningen utgör grunden för fortsatt bedömning[23] och övervägande inom ramen för de åtgärder som beskrivs i följande avsnitt. Märkningen skulle innebära att de berörda projekten får politisk prioritet.

VERKTYG FÖR ATT PÅSKYNDA GENOMFÖRANDET

Regionala kluster

Det regionala samarbetet som utvecklades för sammanlänkningsplanen för gas i Östersjöländerna (BEIMP) och för initiativet för energinät i länderna kring Nordsjön (NSCOGI) har bidragit till överenskommelser om regionala prioriteringar och genomförandet av dessa. Det obligatoriska regionala samarbetet som inletts inom ramen för den inre energimarknaden kommer att bidra till snabbare marknadsintegration. Det regionala tillvägagångssättet har även varit till fördel för den första tioåriga nätverksutvecklingsplanen för elektricitet.

Kommissionen anser att de särskilda regionala plattformarna ska förenkla planering, genomförande och övervakning av de identifierade prioriteringsområdena samt utarbetande av investeringsplaner och konkreta projekt. De befintliga regionala initiativen som upprättats inom ramen för den inre energimarknaden ska där detta krävs förstärkas med åtgärder för planering av infrastruktur. Det finns även möjlighet att föreslå tillfälliga regionala strukturer vid behov. Därför kan EU:s strategier för de så kallade makroregionerna (som Östersjön eller Donauområdet) användas som samarbetsplattformar för att nå överenskommelser för gränsöverskridande projekt inom olika sektorer.

Kommissionen vill därför tillsätta en högnivågrupp för att få i gång den nya regionala planeringsmetoden på kort sikt. Gruppen ska vara baserad på samarbetet mellan länderna i centrala Östeuropa, till exempel inom Visegradgruppen[24], och ska skapa en åtgärdsplan under 2011 för de nord-sydliga och öst-västliga anslutningarna för gas, olja och elektricitet.

5.2. Snabbare och öppnare tillståndsförfaranden

I mars 2007 bjöd Europeiska rådet in kommissionen för att diskutera förslag till förbättrade processer för godkännande som ett svar på energiindustrins krav på EU-åtgärder för förenklade tillståndsförfaranden.

Mot bakgrund av det här behovet kommer kommissionen, i linje med subsidiaritetsprincipen, att föreslå regler för utfärdande av tillstånd för projekt av ”europeiskt intresse” för att anpassa, samordna och förbättra det nuvarande förfarandet. Man måste samtidigt respektera standarder för säkerhet och tillse att processen överensstämmer med EU:s miljölagstiftning[25]. Det anpassade och förbättrade förfarandet ska garantera att infrastrukturen genomförs enligt tidsplanen. Utan genomförandet kommer EU inte att uppnå sina energi- och klimatmål. Dessutom måste man arbeta för öppenhet för alla intressenter och underlätta för allmänheten att delta i beslutsprocessen genom att främja öppna debatter på lokal, regional och nationell nivå för att förstärka allmänhetens förtroende och acceptans för projekten.

En förbättrad beslutsprocess kan genomföras på följande sätt:

10. Genom att upprätta en kontaktmyndighet, en enda instans per projekt av europeiskt intresse, som fungerar som en länk mellan projektutvecklare och behöriga myndigheter i projektet på nationell, regional och/eller lokal nivå utan att inskränka dessas behörigheter. Kontaktmyndigheten ska ansvara för samordning av hela tillståndsförfarandet för ett specifikt projekt. Den ska även arbeta för att sprida viktig information om administrativa tillvägagångssätt och beslutsprocessen till intressenterna. Inom ramverket har medlemsstaterna full behörighet att låta de lokala myndigheterna ansvara för beslutsfattandet. När det gäller gränsöverskridande projekt ska möjligheten till samordnade förfaranden[26] undersökas för att förbättra projektets utformning och för att påskynda det slutgiltiga godkännandet.

11. Möjligheterna att införa en tidsgräns för ett slutgiltigt beslut från den behöriga myndigheten kommer att undersökas. Med tanke på att förseningar ofta uppstår på grund av dålig förvaltningssed bör man se till att alla nödvändiga steg i processen blir klara inom en viss tid samtidigt som man respekterar medlemsstaternas tillämpliga regelverk samt EU-lagstiftningen Vid införandet av en sådan tidsgräns måste förslaget innehålla en tidig och effektiv medverkan från allmänheten i beslutsprocessen. Medborgarnas rätt att överklaga myndigheternas beslut ska förtydligas och förstärkas, och tydligt integreras i den övergripande tidsplanen. Man kommer även att undersöka om en av den berörda medlemsstaten utsedd myndighet kan ges särskild befogenhet att fatta ett slutgiltigt positivt eller negativt beslut inom en viss tidsfrist om inget beslut har fattats inom den fastställda tidsramen.

12. Genom att utveckla riktlinjer för ökad öppenhet och förutsägbarhet för alla inblandade parter (departement, lokala och regionala myndigheter samt projektutvecklare och berörda grupper). Dessa riktlinjer skulle leda till förbättrad kommunikation med medborgarna så att för- och nackdelar i fråga om miljö, försörjningstrygghet, samt sociala och ekonomiska aspekter uppfattas korrekt. Man vill även göra intressenterna delaktiga i en öppen och genomsynlig debatt i ett tidigt skede. Förslaget ska även omfatta minimikrav för ersättning till påverkade grupper. Fysisk planering i kust- och havsområden för gränsöverskridande energianläggningar till havs ska tillämpas för att ge en tydlig, sammanhängande och välgrundad planeringsprocess.

13. För att förbättra villkoren så att den infrastruktur som krävs ska kunna byggas upp enligt tidsplanen bör man undersöka möjligheterna att använda belöningar och incitament, även av ekonomisk natur, för regioner eller medlemsstater som underlättar ett snabbt tillståndsförfarande för projekt av europeiskt intresse enligt tidsplanen. Andra åtgärder för vinstdelning mot bakgrund av bästa praxis för förnybara energikällor kan också komma i fråga.[27]

5.3. Bättre metoder och information för beslutsfattare och medborgare

För att hjälpa regionerna och intressenterna med kartläggningen och genomförandet av projekt av europeiskt intresse ska man i kommissionen utarbeta ett särskilt stödverktyg för strategier och projekt som ska underlätta planeringen av infrastrukturen och åtgärder för projektutveckling på regional nivå eller EU-nivå. Ett stödverktyg skulle bland annat användas för utveckling av energisystemövergripande och gemensamma modeller och prognoser för el och gas. Det kan även skapa en gemensam metod för projektbedömningar[28], anpassad till utmaningarna på lång och kort sikt, och främst inriktad på klimatsäkring för att förenkla prioriteringen av projekt. Kommissionen vill även uppmuntra medlemsstaterna att samordna processer för den nuvarande EU-miljöbedömningen på ett bättre sätt och i ett tidigt skede. Verktygen ska kompletteras med information om fördelarna med infrastrukturutveckling och smarta nät för kunder och medborgare, som garanterar försörjningstrygghet, energieffektivitet och minskade utsläpp av koldioxid i energisektorn.

5.4. Skapa en stabil ram för finansiering

Enligt uppskattningar kommer sannolikt en investeringsklyfta på cirka 60 miljarder euro att kvarstå 2020 även om man löser alla problem beträffande tillstånd, huvudsakligen på grund av icke-kommersiella positiva externa effekter i projekt av regionalt eller europeiskt intresse och de risker som den nya tekniken innebär. Det är en betydande utmaning att försöka minska klyftan, men det är samtidigt en förutsättning för att de prioriterade infrastrukturerna ska kunna byggas i rätt tid. Därför krävs ytterligare integration av den inre energimarknaden för att förbättra utvecklingen av infrastrukturen samt samordnade EU-åtgärder för att minska begränsningarna och riskerna med de projekt som investeringarna omfattar.

Kommissionen föreslår att man arbetar på två fronter för att förbättra reglerna om kostnadsfördelningen och samtidigt optimera EU:s överföring av offentlig och privat finansiering.

5.4.1 Öka privat finansiering med hjälp av förbättrad kostnadsfördelning

Den europeiska infrastrukturen för elektricitet och gas är ett reglerat område där affärsmodellen baseras på reglerade avgifter från användarna. Modellen innebär att man återfår investeringarna enligt principen ”användaren betalar”. Denna princip bör även användas i framtiden.

Det tredje paketet innebär att myndigheterna kan införa lämpliga incitament för avgifter både på kort och på lång sikt. Detta gör att nätverksoperatörerna kan öka sin effektivitet, främja marknadsintegrationen och försörjningstryggheten samt ge stöd till forskning inom området[29]. Den nya regeln kan omfatta flera innovativa aspekter när det gäller infrastrukturprojekt, den är emellertid inte avsedd att gälla för de stora tekniska förändringarna, särskilt inom elektricitetsområdet, som ledningar till havs eller smarta elnät.

Dessutom fattas beslut om avgifter på nationell nivå som inte alltid behöver gynna de europeiska prioriteringarna. Lagstiftningen bör beakta att det bästa sättet för systemansvariga för överföringssystem att tillgodose konsumenternas behov ibland är att investera i ett nätverk utanför det egna området. Det är viktigt att fastställa sådana principer för kostnadsfördelning över gränserna så att de europeiska energinätverken kan integreras fullt ut.

Utan gemensamma principer på EU-nivå kommer detta bli svårt att genomföra, särskilt eftersom detta är ett arbete som kräver långsiktig efterlevnad. Kommissionen planerar att lägga fram riktlinjer eller ett lagstiftningsförslag om kostnadsfördelning under 2011 som omfattar stora tekniska och gränsöverskridande projekt och som gäller regler för avgifter och investeringar.

Myndigheterna måste komma överens om gemensamma principer för kostnadsfördelning när det gäller investeringar för sammanlänkningar samt tillhörande avgifter. När det gäller elproduktionen måste behovet av utveckling på lång sikt för överföringskapaciteten på den gränsöverskridande marknaden undersökas. Inom gasproduktionen ska kostnaderna fördelas på de systemansvariga för överföringssystem i grannländerna både när det gäller vanliga investeringar som baseras på efterfrågan på marknaden och de som görs på grund att försörjningstrygghet.

5.4.2. Optimering av offentliga och privata investeringar med begränsade risker för investerare

I budgetöversynen från kommissionen betonade man behovet av att unionens ekonomiska insatser får största möjliga genomslag genom att låta den fungera som katalysator för mobilisering, samordning och utökning av offentliga och privata ekonomiska resurser för infrastrukturer av europeiskt intresse. Budgetöversynen föreskriver att man ska sträva efter så stora samhällsvinster som möjligt med knappa medel, undanröja hinder för investerare och minska projektrisker och finansieringskostnader samt ge ökad tillgång till kapital. Man föreslår ett tvådelat tillvägagångssätt:

Först vill man från kommissionens sida fortsätta att förstärka EU:s samarbete med internationella finansinstitut och arbeta för att bygga vidare på de befintliga initiativen för gemensam ekonomisk och teknisk hjälp[30]. Kommissionen kommer att lägga särskild vikt vid utvecklingen av samverkan med dessa instrument och för vissa av dem kommer man att undersöka möjligheten att anpassa dem till energiinfrastruktursektorn.

Man vill även, utan att påverka kommissionens förslag till nästa fleråriga budgetram för åren efter 2013 som ska fastställas senast i juni 2011, och med beaktande av resultaten av budgetöversynen,[31] föreslå nya verktyg för att samordna energiprioriteringarna i en rad olika program. De nya verktygen ska kombinera mångfaldiga och flexibla finansieringsmekanismer som anpassats för de specifika ekonomiska risker och behov som uppkommer i projektens olika utvecklingsskeden. Förutom de vanliga stödformerna (anslag och räntesubventioner), kan man föreslå innovativa marknadsbaserade lösningar för att minska underskottet och för att underlätta skuldfinansiering. Följande alternativ kommer att undersökas noggrant: kapitaltillskott och stöd till infrastrukturfonder, riktade lösningar för finansiering med obligationer, möjlighet att testa avancerade nätverksrelaterade mekanismer för kapacitetsbetalning, instrument för riskdelning (särskilt för risker med ny teknik) samt lånegarantier för offentliga och privata partnerskap. Man kommer särskilt att arbeta för att främja investeringar i projekt som bidrar till att uppnå målen för 2020 eller gränsöverskridande projekt som i sin tur leder till utveckling av ny teknik som smarta nät. Även investeringar i andra projekt där fördelar på EU-nivå inte kan uppnås av den enskilda marknaden kan främjas.

6. SAMMANFATTNING OCH FORTSATT ARBETE

Begränsningarna i offentlig och privat finansiering under kommande år får inte vara en ursäkt för att senarelägga utvecklingen av den fastställda infrastrukturen och de respektive investeringarna. Dagens investeringar är en viktig förutsättning för framtida besparingar, genom vilka vi kan minska de totala kostnaderna för att nå våra politiska mål.

Mot bakgrund av de synpunkter som institutioner och intressenter har lämnat på detta förslag har kommissionen för avsikt att under 2011 utarbeta lämpliga initiativ som en del av förslaget till nästa fleråriga budgetram. Förslagen ska omfatta både de rättsliga och de ekonomiska aspekter som beskrivs i meddelandet, främst genom ett instrument för energisäkerhet och infrastruktur och genom att sammanföra energiprioriteringarna i en rad olika program.

BILAGA

Förslag för prioriteringar för energiinfrastruktur för 2020 och framåt

1. INLEDNING

I den här bilagan ges teknisk information om EU:s prioriteringar för infrastruktur som presenteras i kapitel 4 i meddelandet samt hur genomförandet fortskrider och hur kommande steg i processen ser ut. De prioriterade områdena har växt fram ut de stora förändringar och uppgifter som den europeiska energisektorn står inför under kommande decennium, oberoende av osäkerheten kring tillgång och efterfrågan på särskilda energikällor.

I avsnitt 2 presenteras den förväntade utvecklingen av tillgång och efterfrågan för varje energisektor som behandlas i detta meddelande. Dessa scenarier baseras på rapporten ”Energy Trends for 2030 – update 2009”[32], (energitrender för 2030 – uppdatering 2009) som skapats med hjälp av PRIMES modell men man tar även hänsyn till andra scenarier som genomförts av olika intressenter. PRIMES referensscenario för 2020 baseras på överenskommen unionspolitik, huvudsakligen två bindande mål (20 % förnybara energikällor i den totala energiförbrukningen och 20 % minskade utsläpp av växthusgaser 2020 jämfört med 1990). PRIMES-baslinjen baseras endast på vidareutvecklingen av genomförda politiska åtgärder där målen inte har uppnåtts. Mellan 2020–2030 räknar man i PRIMES-modellen med att inga nya politiska åtgärder genomförs. Utvecklingen ger utrymme för större trender som gör att infrastrukturen kan förbättras under kommande decennier[33].

I avsnitt 3 och 4 presenteras de prioriterade infrastrukturerna (karta) som behandlas i detta meddelande genom att man tittar på situationen och de frågor som uppkommer i varje fall, och vid behov tillhandahåller tekniska förklaringar för de rekommendationer som gjorts i meddelandet. Presentationerna av prioriteringarna varierar naturligtvis i följande punkter:

- Typ och mognad: Vissa prioriteringar omfattar specifika infrastrukturprojekt som ibland kan ha kommit mycket långt i fråga om förberedelser och utveckling. Andra prioriteringar omfattar bredare och nyare koncept som kräver mycket extraarbete innan de kan utvecklas till konkreta projekt.

- Räckvidd: De flesta prioriteringarna är inriktade på ett geografiskt område. Kraftledningsnät och koldioxidnätverk täcker många, om inte alla, EU:s medlemsstater. Smarta nät är däremot en tematisk prioritering på EU-nivå.

- Engagemang som föreslås i rekommendationerna: Beroende på prioriteringarnas natur och mognad riktar rekommendationerna in sig på konkret utveckling eller på mer allmänna frågor, som aspekter gällande regionalt samarbete, planering och lagstiftning, standardisering, marknadsutformning eller forskning och utveckling.

[pic]

Karta: Prioriterade korridorer för elektricitet, gas och olja

2. UTVECKLING AV ENERGIBEHOV OCH FÖRSÖRJNING

I DEN SENASTE UPPDATERINGEN AV ”ENERGY TRENDS FOR 2030 – UPDATES 2009” [34] som baseras på PRIMES-modellen förutspås en försiktig tillväxt i den primära energiförbrukningen från i dag fram till 2030 enligt det så kallade baslinjescenariot (Bild 1) samtidigt som tillväxten beräknas vara stabil enligt referensscenariot[35] (bild 2). Man bör notera att planläggningen inte omfattar politik för energieffektivitet som ska genomföras från 2010 och framåt. Den omfattar inte heller intensifiering av målet att minska utsläppen med 30 % fram till 2020[36] eller ytterligare transportpolitik utöver lagstiftning för koldioxid- och bilutsläpp. Därför bör målen ses som övre gränser för det uppskattade energibehovet.

[pic] | [pic] |

Bild 1: Primär energiförbrukning av bränsle (Mtoe), PRIMES baslinje | Bild 2: Primär energiförbrukning av bränsle (Mtoe), PRIMES referensscenario |

[pic]

Bild 3: Förbrukning av fossila bränslen i EU-27 mätt i Mtoe (inklusive bunkerbränsle)

PRIMES referensscenario

I dessa scenarier minskar mängden kol och olja i den totala energiblandningen fram till 2030, medan gasbehovet är oförändrat fram till 2030. Andelen förnybar energi tros öka betydligt, både i primär och i slutlig energiförbrukning samtidigt som kärnenergi som utgör cirka 14 % av den primära energiförbrukningen förblir oförändrad. EU:s behov av importerade fossila bränslen kommer att vara stort även i fortsättningen för olja och kol, och kommer att öka när det gäller gas enligt bild 3.

Behovet av gasimport är redan omfattande och kommer att öka till 73–79 % av förbrukningen 2020 och 81–89 %[37] 2030. Detta beror till stor del på att de inhemska resurserna förbrukas. Importbehovet varierar från 44 Mtoe till 148 Mtoe 2020 och från 61–221 Mtoe 2030 (jämfört med 2005) baserat på olika scenarier.

Gasens ökade betydelse som en primär reservkälla för olika typer av elproduktion kräver en ökad flexibilitet. Detta innebär en mer flexibel användning av ledningssystemen, ett behov av ytterligare lagringskapacitet, vad gäller arbetsvolymer, uttags- och lagringskapacitet samt behovet av flexibel försörjning som LNG/CNG.

Den nyligen antagna förordningen om försörjningstrygghet kräver investeringar i infrastrukturen för att förbättra motståndskraften och stabiliteten i gassystemen om ett försörjningsavbrott skulle uppstå. Medlemsstaterna ska uppfylla två standarder för infrastrukturen: N-1 och omvänt flöde. N-1-formeln beskriver den tekniska kapacitetens förmåga i gasinfrastrukturen att uppnå den totala efterfrågan på gas vid ett eventuellt försörjningsavbrott i den största gasinfrastrukturen under en dag med ovanligt hög efterfrågan på gas som enligt statistisk sannolikhet uppstår vart 20:e år. N-1 kan genomföras på nationell eller regional nivå och en medlemsstat kan även använda sig av mätningar för produktion och efterfrågan. I förordningen krävs även att en fysisk dubbelriktad ledning finns tillgänglig för alla gränsöverskridande sammanlänkningar mellan medlemsstater med undantag för anslutningar till LNG, produktion eller distribution.

I dag finns det fem länder som inte uppfyller N-1-kriterierna (Bulgarien, Slovenien, Litauen, Irland och Finland) med hänsyn till pågående projekt inom det europeiska energiprogrammet för återhämtning förutom mätningarna av efterfrågan[38]. När det gäller investeringar för omvänt flöde har 45 projekt kartlagts som viktiga för ett förbättrat omvänt flöde enligt undersökningen från Gas Transmission Europe om omvänt flöde som gjordes i juli 2009. Projekten pågår inom medlemsstaterna och mellan dem och ger en större flexibilitet när det gäller transport av gas vid behov. Den stora utmaningen består av att finansiera projekten så att kraven på infrastrukturerna kan uppfyllas, särskilt när marknaden inte efterfrågar dem.

Behovet av olja förutspås leda till två parallella utvecklingar: En minskning i EU-15-medlemsstaterna och en kontinuerlig ökning i nya medlemsstater där behovet beräknas öka med 7,8 % mellan 2010–2020.

De stora utmaningarna för elinfrastrukturen är en ökande efterfrågan och större produktion från förnybara energikällor samt ytterligare behov av marknadsintegration och försörjningstrygghet. Elproduktionen (brutto) i alla EU:s medlemsstater beräknas öka med minst 20 % från cirka 3,362 TWh 2007 till 4,073 TWh under 2030 enligt PRIMES referensscenario och till 4,192 TWh enligt PRIMES baslinje. Då har man inte tagit hänsyn till möjliga effekter av utvecklingen inom elektromobilitet. Andelen förnybar energi i elproduktionen beräknas till cirka 33 % under 2020 enligt referensscenariot. Av andelen förnybar energi utgör vindkraft och solenergi cirka 16 % [39].

Bild 4 visar utvecklingen av elproduktion (brutto) per energikälla enligt PRIMES referensscenario för perioden 2010–2030:

[pic] | [pic] |

Bild 4: Bruttoproduktion 2000–2030 per källa i TWh (vänster) och motsvarande andel i % (höger), PRIMES referensscenario |

Mer information om tidsplanen fram till 2020 finns i de nationella handlingsplanerna för energi från förnybara energikällor som medlemsstaterna ska lämna in till kommissionen enligt artikel 4 i direktiv 2009/28/EG. Mot bakgrund av de 23 första nationella handlingsplanerna för energi som går i linje med PRIMES referensscenarioresultat för 2020 kommer det att finnas 460 GW installerad kapacitet med förnybar energi i de 23 medlemsstaterna[40] i jämförelse med cirka 244 GW som finns i dag[41]. Cirka 63 % av den totala mängden kommer från vindkraft (200 GW eller 43 %) och solenergi (90 GW, varav 7 GW är koncentrerad solenergi, eller 20 %) (Tabell 1).

Typ av energikälla | Befintlig kapacitet 2010 (GW) | Befintlig kapacitet2020 (GW) | Andel 2020 (%) | Skillnad2010-2020 (%) |

Vatten | 116,9 | 134,2 | 29 % | 15 % |

Vind | 82,6 | 201 | 43 % | 143 % |

Solenergi | 25,8 | 90 | 19 % | 249 % |

Biomassa | 21,2 | 37,7 | 8 % | 78 % |

Övrigt | 1 | 3,6 | 1 % | 260 % |

TOTAL | 247,5 | 466,5 | 100 % | 88 % |

Tabell 1: Beräknad utveckling av befintlig kapacitet för förnybara energikällor i GW, 2010–2020

Förnybara energikällor i de 23 medlemsstaterna beräknas utgöra över 1 150 TWh av elproduktionen med cirka 50 % från olika källor (Tabell 2)

Typ av energikälla | Produktion 2010 (TWh) | Produktion2020 (TWh) | Andel 2020 (%) | Skillnad 2010-2020 (%) |

Vatten | 342,1 | 364,7 | 32 % | 7 % |

Vind | 160,2 | 465,8 | 40 % | 191 % |

Biomassa | 103,1 | 203 | 18 % | 97 % |

Solenergi | 21 | 102 | 9 % | 386 % |

Övrigt | 6,5 | 16,4 | 1 % | 152 % |

TOTAL | 632,9 | 1 151,9 | 100 % | 82 % |

Tabell 2: Beräknad utveckling av produktion av förnybar energi i GW 2010–2020

Den största tillväxten inom vindkraftanläggningar och produktion kommer att koncentreras till Tyskland, Storbritannien, Spanien, Frankrike, Italien och Nederländerna. Produktion av solenergi koncentreras huvudsakligen till Tyskland och Spanien, samt i mindre utsträckning Italien och Frankrike.

Förutom förnybar energi kommer fossila bränslen att ha betydelse för elområdet. För att kraven på anpassningar till klimatförändringarna när det gäller användningen av fossila bränslen inom el- och industrisektorerna ska uppnås kan det krävas tillämpning av CCS-tekniken för avskiljning och lagring av koldioxid på transeuropeisk nivå. PRIMES scenarier avser transport av cirka 36 miljoner ton (Mt) koldioxid till 2020 enligt gällande politiska åtgärder och 50–272 Mt[42] till 2030 när man tillämpar CCS-tekniken i ett större perspektiv.

Enligt analysen som genomförts av KEMA och Imperial College London och som baseras på PRIMES referensscenario bör kapaciteten för elproduktion 2020 vara tillräcklig för att möta efterfrågetoppar i de flesta medlemsstaterna, trots utvecklingen av alternativ produktion från förnybara energikällor (Karta 2 och 3)[43]. För att säkerställa försörjningstryggheten hos medlemsstaterna är import inte nödvändig. En bättre integration av elsystemen hos de 27 medlemsstaterna skulle emellertid leda till lägre priser och förbättrad effektivitet eftersom man då kan sänka kostnaderna genom balans mellan tillgång och efterfrågan när som helst.

[pic] Karta 2: Fast kapacitet jämfört med efterfrågetoppar 2020, referensscenario enligt PRIMES | [pic] Karta 3: Total kapacitet jämfört med efterfrågetoppar 2020, referensscenario enligt PRIMES |

Utvecklingen av den gränsöverskridande elhandeln visas i Karta 4 och 5[44]. Enligt PRIMES referensscenario kommer dagens allmänna mönster av export och import av el att förbli oförändrat fram till 2020 för majoriteten av medlemsstaterna.

[pic] Karta 4: Nettoimport/export under vintern (oktober till mars) 2020 PRIMES referensscenario | [pic] Karta 5: Nettoimport/export under sommaren (april till september) 2020 PRIMES referensscenario |

Detta skulle innebära krav på sammanlänkning mellan medlemsstater som baseras på optimeringen av det befintliga europeiska elnätet enligt beskrivningen i den tioåriga nätverksutvecklingsplanen från ENTSO-E [45] (karta 6) (Karta 6: Krav på sammanlänkningskapacitet 2020 i MW, PRIMES referensscenario

). Det är värt att notera att kraven har beräknats med förenklande antaganden[46] och ska endast ses som riktlinjer. Undersökningen skulle leda till andra resultat om det europeiska energisystemet var optimerat med ett nytt och helt integrerat EU-nät istället för de befintliga nationella elnätverken.

[pic]

Karta 6: Krav på sammanlänkningskapacitet 2020 i MW[47], PRIMES referensscenario

(källa: KEMA och Imperial College London).

3. PRIORITERADE KORRIDORER FÖR ELEKTRICITET, GAS OCH OLJA

3.1. Anpassning av det europeiska elnätet till den situation som kommer att råda 2020

3.1.1. Nät för havsbaserad vindkraft i Nordsjön

I den andra strategiska energiöversynen som gjordes 2008 konstaterade man att det fanns ett behov av en samordnad strategi för utvecklingen av ett nät för havsbaserad vindkraft: ” (..) bör det utarbetas ett utkast till ett elsystem till havs för Nordsjön i syfte att sammankoppla de nationella elsystemen i Nordvästeuropa samt ansluta de många planerade havsbaserade vindkraftprojekten.”[48] I december 2009 undertecknade nio medlemsstater och Norge[49] en politisk förklaring inom initiativet för energinät i länderna kring Nordsjön för att samordna utvecklingen av infrastrukturen för havsbaserad vindkraft i Nordsjön. De nio medlemsstaterna kommer att stå för cirka 90 % av EU:s utveckling av havsbaserad vindkraft. Enligt de nationella handlingsplanerna för energi från förnybara energikällor beräknas kapaciteten uppgå till 38,2 GW (1,7 GW från andra förnybara energikällor till havs). Produktionen beräknas till 132 TWh 2020[50]. Havsbaserad vindkraft kan komma att utgöra 18 % av den förnybara energiproduktionen i de nio medlemsstaterna.

Tillämpad forskning visar att planering och utveckling av infrastrukturer för havsbaserade nätverk i Nordsjön bara kan optimeras med ett tydligt regionalt tillvägagångssätt. Klustring av vindkraftsparker i knutpunkter kan vara en bra lösning jämfört med enskilda radiella anslutningar om avståndet från land ökar och om vindkraftverken finns i samma område[51]. I de länder som uppfyller dessa krav, som exempelvis Tyskland, kan anslutningskostnaderna för havsbaserade vindkraftverksparker minskas med upp till 30 %. För länderna kring Nordsjön kan kostnaderna minskas med nära 20 % till 2030[52]. För att genomföra sådana kostnadsminskningar krävs bättre planering och gränsöverskridande samordning för att skapa en havsbaserad vindkraft med bättre geografisk koncentration. Detta gör att man även kan utnyttja de kombinerade fördelarna med vindkraftsparker och gränsöverskridande sammanlänkningar[53] om anslutningskapaciteten är väldimensionerad, vilket i sin tur leder till en positiv nettovinst. Utveckling av havsbaserad vindkraft påverkar behovet av förbättrade och utbyggda nätverk på land, främst i centrala Östeuropa, vilket betonas i avsnitt 3. Karta 7 visar en bild av ett möjligt havsbaserat nät som utvecklats genom undersökningen Offshore Grid[54].

[pic]

Karta 7: Bild som visar ett förslag på nät i Nordsjön och Östersjön (en "blandad metod" som visar befintliga ledningar (rött), planerade ledningar (grönt) och påbörjade ledningar (rosa) samt extra ledningar (blått)som krävs enligt OffshoreGrid-beräkningarna)

Befintliga utvecklingsplaner för havsbaserad vindkraft i vissa medlemsstater visar att en stor utveckling i Nordsjön kommer att löpa längs med eller över gränserna i flera medlemsstaters territoriella vatten vilket leder till planerings- och lagstiftningsproblem på EU-nivå[55]. En förstärkning av det europeiska nätverket på land krävs för att överföra elektricitet till de stora förbrukningscentrumen i inlandet. I den tioåriga nätverksutvecklingsplanen från ENTSO-E saknas emellertid en lämplig bedömning av den infrastruktur som krävs för att ansluta de planerade havsbaserade vindkraftverken. ENTSO-E kommer att behandla problemet på ett mer utförligt sätt i den andra utgåvan av den tioåriga nätverksutvecklingsplanen som publiceras 2012.

Medlemsstaterna har valt eller kommer att välja olika tillvägagångssätt beträffande utveckling av havsbaserad vindkraft. De flesta medlemsstaterna (Tyskland, Danmark, Frankrike, Sverige och Irland) har utsett systemansvariga för överföringssystem för att skapa en utvidgning till havs av det befintliga nätet på land. Storbritannien har lagt ut anslutningarna för varje ny havsbaserad vindkraftspark som separata anbud[56]. I Belgien och Nederländerna ansvarar leverantören av vindkraftsparken för nätverksutvecklingen. I de befintliga nationella strategierna uppmuntrar man anslutningar från varje vindkraftverk till en anslutningspunkt på land för att minska anslutningskostnaderna för varje projekt. Anslutning av vindkraftsparker via en knutpunkt med de krav på kapacitet och den tekniska risk som detta innebär omfattas inte av den befintliga nationella lagstiftningen. Dessutom finns ingen gränsöverskridande optimering för att förenkla elhandeln mellan två eller flera medlemsstater.

Detta innebär att man inte kan ta del av möjligheterna som finns i ett regionalt samarbete för integrerad utveckling av infrastrukturen på land och till havs. Man kan inte heller skapa samverkan med internationell elhandel. Detta kan leda till att lösningarna inte utnyttjas optimalt och att de blir dyrare på lång sikt.

Tillstånd och marknadsutformning är andra frågor som gäller utvecklingen av ett havsbaserat nät. När det gäller tillståndsprocessen kan den liksom i andra infrastrukturprojekt ofta bli mycket splittrad även inom samma land. När ett projekt gäller flera medlemsstater kan detta försvåra den övergripande processen vilket kan leda till fördröjningar. Dessutom kan otillräcklig integration av elmarknader, bristfällig anpassning till anslutningstakt och nationella stödsystem för havsbaserad förnybar energiproduktion samt bristen på anpassade marknadsregler för elsystem som baseras på olika förnybara energikällor hindra utvecklingen av havsbaserade vindkraftprojekt och ett europeiskt havsbaserat nät.

För att planera havsbaserad vindkraftutveckling och den nätverksinfrastruktur som krävs till havs och på land krävs att medlemsstaterna, nationella myndigheter, operatörer för systemöverföring och kommissionen samarbetar. Med havsbaserade anläggningar och utvecklingsområden för havsbaserad vindkraft och havsenergi kan vi förbättra utvecklingen och förenkla investeringsbesluten inom området.

Rekommendationer

Inom initiativet för energinät i länderna kring Nordsjön har medlemsstaterna inlett ett strukturerat regional samarbete[57]. Samtidigt som arbetet i medlemsstaterna för att utveckla nätet med hjälp av samordning är mycket viktigt måste man även arbeta för att skapa en drivkraft för utvecklingen av det havsbaserade nätet i Nordsjön. Med initiativet vill man i linje med strategin som presenterades i meddelandet skapa en arbetsstruktur där intressenterna deltar. Man vill även skapa en arbetsplan med en tydlig tidsplan och mål för utveckling och integration av nätet, marknads- och lagstiftningsfrågor samt förfaranden för planering och tillstånd.

Med ledning av initiativet för energinät i länderna kring Nordsjön kan alternativ för nätutveckling sammanställas av nationella systemansvariga för överföringssystem och av ENTSO-E i kommande utgåva av den tioåriga nätverksutvecklingsplanen. Utformningsmöjligheterna bör omfatta planering, framställning och driftaspekter, kostnader för infrastrukturen samt fördelar eller restriktioner i de olika utformningsmöjligheterna. De systemansvariga för överföringssystemen bör särskilt granska utvecklingen av planerade vindkraftsparker för att kartlägga möjligheter till knutpunkter och sammanlänkningar för elhandeln samtidigt som man tar hänsyn till framtida vindkraftsutveckling. Myndigheterna måste beakta de övergripande utvecklingsstrategierna och regionala fördelar på lång sikt innan de godkänner nya havsbaserade kraftledningar. Man bör undersöka möjligheterna att granska regelverket för att anpassa det samt se till att det omfattar drift av havsbaserade kraftverk, tillgång till och förändring av kraftöverföring, balanseringsregler och stödtjänster.

3.1.2. Sammanlänkningar i sydvästra Europa

Frankrike, Italien, Portugal och Spanien kommer att stå för viktig utveckling inom flera typer av förnybar energiproduktion under kommande decennier. Samtidigt är den iberiska halvön nästan en ”elektrisk ö”. Sammanlänkningarna mellan Frankrike och Spanien har redan i dag otillräcklig kapacitet med endast fyra förbindelseledningar (två med 220 kV och två med 400 kV) mellan länderna. Den senaste byggdes 1982 och alla ledningarna drabbas ofta av överbelastningar[58]. En ny ledning med kapacitet på 400 kV i östra Pyrenéerna ska vara klar 2014. Den beräknas öka den nuvarande sammanlänkningens kapacitet från 1 400 MW till cirka 2 800 MW. Trots detta kan emellertid överbelastningar förekomma[59].

Dessutom spelar de här länderna en viktig roll för anslutningen till norra Afrika som kommer att bli allt mer betydande eftersom området har stor potential för solenergi.

Man beräknar att cirka 10 GW av den förnybara energiproduktionen kan skapas i länder öster och söder om Medelhavet 2020. Av den totala kapaciteten utgörs nära 60 % av solenergi och40 % av vindkraft[60]. I dag finns det emellertid bara en sammanlänkning mellan Afrika och Europa (Marocko–Spanien) med en kapacitet på 1 400 MW som kan ökas till 2 100 MW under kommande år. En likströmsledning med en kapacitet på 1 000 MW under vattnet planeras mellan Tunisien och Italien för att tas i bruk 2017. Användningen av befintliga och nya sammanlänkningar kommer att innebära nya utmaningar på medellång sikt (efter 2020) eftersom ledningarna ska överensstämma med utvecklingen av europeiska och nordafrikanska nätverk, både vad gäller kapacitet och regelverk. För ytterligare sammanlänkningar måste säkerhetsåtgärder vidtas så att man undviker riskerna för koldioxidutsläpp på grund av import av energi.

Rekommendationer

För att säkerställa integrationen av nya kapaciteter som huvudsakligen omfattar förnybar energi i sydvästra Europa och överföringen till andra delar av kontinenten bör följande åtgärder genomföras fram till 2020:

- Lämplig utveckling av sammanlänkningar i området och de befintliga nationella nätverken bör anpassas till de nya projekten. En sammanlänkningskapacitet på minst 4 000 MW mellan iberiska halvön och Frankrike måste skapas före 2020. Liknande projekt måste utvecklas med hänsyn till allmän acceptans och i samråd med alla berörda intressenter.

- När det gäller anslutningar till tredjeländer kommer Italiens anslutningar till länder inom energigemenskapen (särskilt Montenegro, men även Albanien och Kroatien), genomförandet av en sammanlänkning mellan Tunisien och Italien samt utvidgning av sammanlänkningen mellan Spanien och Marocko att undersökas. Det omfattar även förstärkning, vid behov, av syd-syd-förbindelser i de nordafrikanska grannländerna som även omfattar effektiv hantering av dessa infrastrukturer samt förberedande undersökningar för ytterligare sammanlänkningar från norr till söder som kommer att utvecklas efter 2020.

3.1.3. Anslutningar i centrala och södra delarna av Östeuropa

Anslutningar för ny elproduktion är en stor fråga i Central- och Östeuropa. I Polen räknar man med ett behov på 3,5 GW fram till 2015 och upp till 8 GW fram till 2020[61].

Samtidigt har mönstret för energiflöde förändrats betydligt i Tyskland. Vindkraftproduktion på land som stod för cirka 25 GW fram till slutet av 2009 och utveckling av havsbaserad vindkraft samt nya konventionella kraftverk finns främst i de norra och nordöstra delarna av landet. Efterfrågan ökar emellertid mest i södra Tyskland vilket gör att avståndet mellan produktion och belastningscentrum eller balanseringsutrustning som exempelvis pumplagring. För detta krävs stor överföringskapacitet från norr till söder med hänsyn till nätutvecklingen i och i anslutning till Nordsjön enligt prioritering 3.1.1.För att lösa problemet med bristen på sammanlänkning i grannländernas nät, särskilt i Östeuropa, är det viktigt att man inleder ett regionalt samarbete.

I sydöstra Europa är överföringsnätet granska glest i jämförelse med nätet i kontinentens övriga länder. Samtidigt finns det en stor potential för fortsatt utveckling av vattenkraft i hela området som även omfattar länderna i energigemenskapen. Det finns ett behov av ytterligare produktion och sammanlänkning för att öka energiflödet mellan länderna i sydöstra Europa och anslutningen till Centraleuropa. En utvidgning av området från Grekland (och senare Bulgarien) till Turkiet innebär större krav på förstärkning av näten i dessa länder. Ukraina och Moldavien har uttryckt sitt intresse för att ansluta sig till det europeiska sammanlänkade elnätverket. Man kommer att granska kommande utvidgningar på lång sikt.

Rekommendationer

För att säkerställa anslutning och elproduktion främst i norra Tyskland och bättre integration av elnätverk i sydöstra Europa måste följande åtgärder genomföras fram till 2020 och ska stödjas av länderna i Central- och Östeuropa genom att förbättra samarbetet inom gasområdet:

- Man bör utveckla lämpliga sammanlänkningar, särskilt i Tyskland och Polen, för att ansluta ny energiproduktion som även omfattar förnybar energi i eller nära Nordsjön och till behovscentrum i södra Tyskland. Pumpkraftanläggningar som ska utvecklas i Österrike och Schweiz samtidigt som man bör främja ny elproduktion i de östeuropeiska länderna. De nya förbindelseledningarna mellan Tyskland och Polen kommer att vara viktiga när nya sammanlänkningar utvecklas mellan Östersjöländerna (särskilt förbindelsen mellan Polen och Litauen, se nedan). När det parallella flödet från norr till söder ökar kommer en gränsöverskridande kapacitetsökning att krävas mellan Slovakien, Ungern och Österrike på medellång sikt (efter 2020). Investeringar för att minska överbelastningen krävs för att öka den gränsöverskridande kapaciteten i Centraleuropa.

- Överföringskapaciteten mellan länder i sydöstra Europa som även omfattar länderna i energigemenskapen ska öka integrationen med elmarknaden i Centraleuropa ytterligare.

Samarbetet ska vara en del av det befintliga samarbetet inom gassektorn i Central- och Östeuropa.

3.1.4. Slutförande av sammanlänkningsplanen för elektricitet i Östersjöländerna

En högnivågrupp under ledning av kommissionen inrättades för sammanlänkningar i Östersjöländerna i oktober 2008 enligt överenskommelsen mellan medlemsstaterna i Östersjöområdet. Berörda länder är Danmark, Estland, Finland, Tyskland, Lettland, Litauen, Polen och Sverige. Norge deltar som observatör. I juni 2009 presenterade högnivågruppen sammanlänkningsplanen för elektricitet i Östersjöländerna, en omfattande åtgärdsplan för sammanlänkningar för energi och förbättringar för marknaden i Östersjöområdet, både för el och för gas. Det huvudsakliga målet är att undvika ”energiisoleringen” i Östersjöländerna och integrera dem på den omfattande energimarknaden inom EU. Sammanlänkningsplanen för elektricitet i Östersjöländerna är ett viktigt exempel på ett lyckosamt regionalt samarbete. Man kommer att ta med sig erfarenheterna från detta initiativ till andra regionala samarbetsprojekt.

Den inre marknadens begränsningar måste förtydligas för att göra investeringar mer attraktiva. Detta omfattar en justering av regelverket för att skapa en grund för en rättvis beräkning av kostnader och förmåner samtidigt som principen att stödmottagaren betalar gäller. Europeiska energiprogrammet för återhämtning (EEPR) har varit en viktig drivkraft för genomförande av infrastrukturprojekt enligt tidsplanen. Det ger ett incitament för snabba beslut i återstående frågor. EU:s strategi för Östersjöområdet har även bidragit till ett mer omfattande ramverk för prioriteringarna inom energiinfrastrukturen. Med strategin har man redan föreslagit ett ramverk för att fokusera på befintlig finansiering från strukturfonder och andra fonder i de kartlagda prioriteringsområdena.

Flera faktorer har lett till det här initiativet som intressenter kring Östersjön ser som ett framgångsrikt projekt: Det politiska stödet för initiativet, projekt och åtgärder. 2) Kommissionens deltagande som kontaktpunkt och en stark drivkraft. 3) Engagemang från alla berörda intressenter (departement, myndigheter och systemansvariga) i området från inledning till genomförande så att de planerade prioriteringarna kunde genomföras på rätt sätt.

Arbetet har varit lyckosamt men det krävs emellertid ytterligare åtgärder för att sammanlänkningsplanen för elektricitet i Östersjöländerna ska kunna slutföras: kommissionen och högnivågruppen kommer att stå för regelbunden övervakning av planen så att den genomförs enligt de överenskomna åtgärderna och tidsplanen.

Stöd krävs för planerna men även för mer omfattande gränsöverskridande projekt, som LitPolLink mellan Polen och Litauen som är en viktig del i integrationen av marknaden i de baltiska länderna på EU-nivå. En EU-samordnare har utsetts för detta arbete.

3.2. Flera gasleverantörer för ett sammanhängande och flexibelt gasnätverk inom EU

3.2.1. Södra korridoren

Europas växande behov av importerade bränslen märks tydligt i gassektorn. Den södra korridoren blir den fjärde stora komponenten tillsammans med norra korridoren från Norge, den östra korridoren från Ryssland och Medelhavskorridoren från Afrika förutom LNG som står för ökad gasförsörjning i Europa. Ett större antal källor ger en bättre konkurrens och bidrar även till utveckling på marknaden. Det innebär även försörjningstrygghet: Ett exempel på detta inträffade i januari 2009 under gaskrisen. Det visade sig att de länder som påverkades mest av krisen var de som är beroende av gasimport från en enda källa. Arbetet med att skapa flera källor motverkas ofta av den defensiva inställningen hos gasproducenter och etablerade aktörer på den monopolstyrda marknaden. Inrättandet av den södra korridoren kräver ett nära samarbete mellan flera medlemsstater och på EU-nivå eftersom inga enskilda länder är i behov av ökade gasvolymer som är tillräckliga för att stödja investeringarna i infrastrukturen för ledningar. Därför måste EU arbeta för att skapa flera källor och säkerställa försörjningstryggheten. Detta gör man genom samarbete mellan medlemsstater och företag för att övertyga den kritiska massan, vilket är huvudprincipen inom strategin för EU:s södra gaskorridor. Betydelsen av korridoren betonades i kommissionens andra strategiska energiöversyn i november 2008 som godkändes av Europeiska rådet i mars 2009.

Målet med den södra korridoren är att förena EU:s gasmarknad med världens största gasfyndigheter (Kaspiska havet och Mellanöstern) som beräknas uppgå till 90,6 biljoner kubikmeter. Som en jämförelse har Ryssland reserver som uppgår till 44,2 biljoner kubikmeter [62] ). Gasfälten har emellertid ett bättre geografiskt läge än de största reserverna i Ryssland (karta 8) (Karta 8: Jämförelser mellan avstånd från huvudsakliga gasleverantörer i öster till de viktigaste knutpunkterna för förbrukning i EU

).

De viktigaste leverantörsstaterna är Azerbajdzjan, Turkmenistan och Irak. Om de politiska förhållandena tillåter kan försörjning från andra länder i området utgöra en viktig källa för EU. Den viktigaste överföringsstaten är Turkiet. Ytterligare överföringsledningar går genom Svarta havet och östra Medelhavet. Det strategiska målet för korridoren är att man ska uppnå en försörjning av cirka 10–20 % av EU:s gasbehov fram till 2020. Detta motsvarar cirka 45–90 miljarder kubikmeter gas per år.

Det operativa målet för utveckling av strategin för den södra korridoren är att kommissionen tillsammans med medlemsstaterna ska arbeta med gasproducerande länder samt de länder som är viktiga för transport av kolväte till EU för att säkerställa gasleveranser samt infrastrukturer för transport av gas som ledningar och leverans av LNG och CNG. Detta arbete är ett krav under alla skeden i utvecklingen.

[pic]

Karta 8: Jämförelser mellan avstånd från huvudsakliga gasleverantörer i öster till de viktigaste knutpunkterna för förbrukning i EU

För att den södra korridoren ska bli ett framgångsrikt koncept måste man se till att alla delar av korridoren som gasresurser, infrastruktur för transport samt avtal finns tillgängliga vid rätt tidpunkt och i rätt omfattning. Man har fram till i dag gjort avsevärda framsteg inom området. Med ekonomiskt stöd från kommissionen (programmen EEPR och/eller TEN-E) och omfattande insatser från rörledningsoperatörer har man redan påbörjat utvecklingen av fyra ledningsprojekt: Nabucco, ITGI, TAP och White Stream. Andra möjliga ledningsprojekt undersöks för närvarande. Nabucco samt Poseidon, undervattensledningen mellan Italien och Grekland som är en del av ITGI, har delvis undantagits från tredje part, det så kallade ”Artikel 22-undantaget”. Dessutom har det mellanstatliga Nabuccoavtalet som undertecknades i juli 2009 gett Nabucco rättslig säkerhet och villkor för transport av gas genom Turkiet och skapat förutsättningar för framtida utvidgning av transportsystemet.

Den viktigaste uppgiften inför framtiden är att se till att gasproducerande länder kan förbereda sig på att exportera gas direkt till Europa. För dem innebär detta ofta stora politiska risker på grund av deras geopolitiska situation. Kommissionen måste tillsammans med de medlemsstater som omfattas av den södra korridoren öka sina insatser för att skapa långsiktiga relationer med gasproducerande länder i området och bidra med en starkare förankring till EU.

Man förbereder nu alternativ för ledningarna i den södra gaskorridoren så att det blir möjligt att leverera betydande mängder flytande naturgas till Europa särskilt från Mellanöstern (Persiska viken och Egypten). I det första skedet omfattar förberedelserna utvecklingen av mottagningspunkter för LNG i Europa och för anslutning till ett större nätverk. Man planerar även ett samarbete med producentländer för att utveckla en energipolitik och långsiktiga investeringsplaner som främjar LNG.

3.2.2. Östeuropeiska gassammanlänkningar från norr till söder

Det strategiska förslaget till en sammanlänkning från norr till söder för naturgas innebär en förening av Östersjöområdet (inklusive Polen) med Adriatiska och Egeiska havet och vidare till Svarta havet. Sammanlänkningen omfattar då medlemsstaterna (Polen, Tjeckien, Slovakien, Ungern, Rumänien och möjligtvis Österrike) samt Kroatien. Detta skulle innebära en övergripande flexibilitet för hela den centrala och östeuropeiska regionen som kan skapa en stabil inre marknad som fungerar på ett bra sätt samtidigt som den främjar konkurrensen. På lång sikt måste integrationsprocessen utvidgas till länderna utanför EU som ingår i energigemenskapen. Med en integrerad marknad är det möjligt att garantera säker efterfrågan[63] och att få leverantörerna att använda befintlig och ny importinfrastruktur som återförgasningsanläggningar för LNG och projekt i den södra korridoren. Länderna i centrala och östra Europa blir då mindre sårbara om ett försörjningsavbrott skulle uppstå på ledningen från Ryssland, Ukraina och Vitryssland.

Det finns en huvudleverantör i Central- och Östeuropa. Den nuvarande ledningen från öst till väst och de enskilda nätverken är rester från förr. Mängden gas som importeras från Ryssland står för 15 % av EU-15-förbrukningen. I de nya medlemsstaterna utgör den 60 % av förbrukningen (2008). Gazprom är den största leverantören av importerad gas i området (Polen: 70 %, Slovakien: 100 %, Ungern: 80 % och vissa länder i västra Balkanområdet: 100 %).

På grund av monopolstyrda, isolerade och små marknader där man har problem med långsiktiga leveranskontrakt och lagstiftning tilltalar området inte investerare eller producenter. Bristen på samordnad lagstiftning och ett gemensamt arbete mot nya sammanlänkningar äventyrar nya investeringar och leder till att nya aktörer inte kan ta sig in på marknaden. Dessutom är försörjningstryggheten ett problem. De investeringar som krävs för att uppfylla standarden för infrastrukturen som föreslagits i förordningen om säker gasförsörjning behövs i detta område. Slutligen är det så att en stor del av befolkningen spenderar en stor del av sin inkomst på energi, vilket leder till så kallad energifattigdom.

I uttalandet från den utökade Visegradgruppen[64] uttrycker man ett tydligt engagemang i området för att hantera dessa problem. Med erfarenheterna från planen för sammanlänkning på den baltiska energimarknaden och det arbete som har genomförts av meddelandets undertecknare föreslog man att högnivågruppen i meddelandet ska utarbeta en omfattande åtgärdsplan för att skapa sammanlänkningar och för att uppnå marknadsintegration. Högnivågruppen bör även bistås av arbetsgrupper som riktar in sig på konkreta projekt, nätverksanslutning och avgifter. Arbetet ska även omfatta erfarenheterna från initiativet för det nya europeiska överföringssystemet[65].

3.2.3. Slutförande av sammanlänkningsplanen för gas i Östersjöländerna

Man är på god väg för att genomföra elprojekt inom planen för sammanlänkning på den baltiska energimarknaden, men det har inte hänt så mycket inom gasområdet sedan åtgärdsplanen godkändes av åtta medlemsstaters stats- och regeringschefer och ordförande Barroso i juni 2009. Högnivågruppen kunde bara presentera en förteckning med projekt där den totala investeringen var för hög i jämförelse med storleken på gasmarknaden i området. Några åtgärder för den inre marknaden presenterades inte. Gassektorn får nu ta del av planen för sammanlänkning på den baltiska energimarknaden inom två områden: Det gäller områdena i östra och västra Östersjöregionen.

I den östra Östersjöregionen (Litauen, Lettland, Estland och Finland) krävs omedelbara åtgärder för att säkerställa försörjningstryggheten genom anslutning till resten av EU. Samtidigt är Finland, Estland och Lettland undantagna från en öppen marknad enligt det tredje paketet om den inre marknaden så länge som deras marknader är isolerade. Undantaget upphör att gälla när deras infrastruktur har integrerats med resten av EU, exempelvis genom gassammanlänkningen mellan Litauen och Polen. Även om den årliga gasförbrukningen för de tre baltiska staterna och Finland tillsammans bara uppgår till cirka 10 miljarder kubikmeter kommer all gas från Ryssland. Som en del av den totala primära energiförsörjningen står rysk gas för 13 % av förbrukningen i Finland, 15 % i Estland och cirka 30 % i Lettland och Litauen. Medelförbrukningen för EU är cirka 6,5 %. Huvudleverantören har också flera andelar i de systemansvarigas överföringssystem i de fyra länderna. Även Polen är beroende av gas från Ryssland. Därför är intresset på marknaden lågt när det gäller investeringar i ny infrastruktur. Man har kommit överens om minsta möjliga infrastruktur och den pågående diskussionen mellan företag för gasledningen mellan Polen och Litauen är ett stort genombrott i frågan som har politiskt stöd från båda länderna. Det pågår även diskussioner i en arbetsgrupp för LNG om en regional LNG-terminal.

I det västra Östersjöområdet vill arbetsgruppen hitta sätt att ersätta försörjningen från danska gasfält som beräknas vara utarmade 2015. Man vill även förbättra försörjningstryggheten i Danmark, Sverige och Polen. Man kommer att presentera en åtgärdsplan i slutet av 2010. De båda arbetsgrupperna är inriktade på lagstiftningsproblem och kartläggningen av gemensamma principer som möjliggör regionala investeringar.

Ett starkt regionalt samarbete krävs för att utföra följande projekt: Ledning från Polen till Litauen, en regional LNG-terminal och en ledning som länkar samman Norge och Danmark och möjligtvis även Sverige och Polen. Målet med en öppen marknad och förbättrad försörjningstrygghet för gas kan uppnås på ett mer kostnadseffektivt sätt om man arbetar på regional nivå istället för på nationell nivå. Medlemsstaterna kräver även regelbundet stöd från kommissionen för att justera planen för sammanlänkning på den baltiska energimarknaden. Slutligen måste man hitta lösningar för att bryta det skadliga mönstret där man anser att ”om det inte finns någon marknad finns det inte heller något incitament för att investera i infrastrukturen. Utan infrastruktur kan marknaden inte utvecklas”.

3.2.4. Västeuropas nord-sydliga korridor

Det strategiska konceptet för en nord-sydlig sammanlänkning av gasnätet i Västeuropa, det vill säga från Iberiska halvön och Italien till nordvästra Europa är att länka samman Medelhavsområdet, gas från Afrika och den norra försörjningskorridoren med gasförsörjning från Norge och Ryssland. Det finns fortfarande flaskhalsar i infrastrukturen på den inre marknaden som hindrar ett fritt gasflöde i området. Ett exempel på detta är den sparsamma sammanlänkningen med iberiska halvön som hindrar användningen av den välutvecklade infrastrukturen för gasimport. Ledningen mellan Spanien och Frankrike har varit ett prioriterat projekt under mer än tio år, men har ännu inte slutförts. Man har emellertid nått framgång på senare år tack vare ett bättre samarbete inom nationella regelverk som även prioriterats av det regionala initiativet för en gasledning från söder till väster. Kommissionens aktiva deltagande har också bidragit till framgången. Ytterligare en detalj som innebär att marknaden inte fungerar på rätt sätt och att det råder brist på sammanlänkningar är de stigande priserna på den italienska grossistmarknaden jämfört med närliggande marknader.

Samtidigt kommer utvecklingen av andra energikällor att betyda mycket för den här korridoren och leveransmöjligheterna i gassystemet måste därför förbättras på kort sikt för att uppfylla kraven på flexibilitet och för att balansera elförsörjningen.

De största flaskhalsarna i infrastrukturen i den här korridoren som bromsar den inre marknaden och konkurrensen måste kartläggas. Intressenter, medlemsstater, nationella tillsynsmyndigheter och systemansvariga för överföringssystem måste arbeta tillsammans för att arbetet ska kunna genomföras. Dessutom leder en integrerad analys mellan el- och gassystemen där man tar hänsyn till aspekter som produktion och överföring till en bedömning av behovet av flexibilitet för gassystemet och kartläggning av projekt för att ge stöd för olika energikällor.

3.3. Fastställande av en tryggad oljeförsörjning

Oljetransporten ingår till skillnad från gas och el inte i lagstiftningen. Detta innebär att det inte finns några regler för avkastning eller tillgång för tredje part inom nya investeringar för infrastrukturen. Oljeföretagen ansvarar själva för att säkerställa regelbunden försörjning. Dock finns det särskilda aspekter som omfattar fri tillgång till ledningar för försörjning till EU som är placerade i länder utanför EU (särskilt Vitryssland, Kroatien och Ukraina) som inte kan hanteras kommersiellt utan politisk inverkan.

Det östeuropeiska ledningsnätverket för råolja, som är en förlängning av Druzhba-ledningen, skapades under Kalla kriget och hade då ingen länk till det västeuropeiska nätverket. På grund av detta är anslutningarna mellan det västeuropeiska ledningsnätverket och den östeuropeiska infrastrukturen otillräckliga. Därför är möjligheterna för försörjning av råolja eller oljeprodukter från västeuropeiska medlemsstater till länder i Central- och Östeuropa begränsade. Om ett långvarigt avbrott i försörjningen från Druzhba-systemet uppstår (kapacitet i dag: 64 miljoner ton/år) leder dessa begränsningar till en stor ökning av tankbilstrafiken i Östersjöområdet[66], som är utsatt i miljöhänseende, i Svarta havet och i de hårt trafikerade sunden Bosporerna och Dardanellerna[67]. Detta skulle öka risken för olyckor och oljeutsläpp. När det gäller det litauiska raffinaderiet Mažeikiai[68] innebär den alternativa försörjningen att cirka 5,5–9,5 miljoner ton olja per år fraktas över Östersjön till den litauiska oljeterminalen Būtingė.

Enligt en ny undersökning[69] innebär de möjliga lösningarna på försörjningsavbrotten följande: 1) skapande av ledningen Schwechat–Bratislava mellan Österrike och Slovakien, 2) uppgradering av Adria-ledningen (som binder samman oljeterminalen Omisalj vid Kroatiens kust med Ungern och Slovakien) och 3) uppgradering av ledningen Odessa–Brody i Ukraina (som binder samman oljeterminalen i Svarta havet med den södra delen av Druzhba vid Brody) och den planerade förlängningen till Polen (Brody–Adamowo). Ledningarna utgör en alternativ försörjningskapacitet på minst 3,5 miljoner ton/år samt 13,5 och 33 miljoner ton/år. Ytterligare förbättringar skulle innebära en alleuropeisk oljeledning som förbinder Svarta havets tillförsel med ledningen genom Alperna. En sådan ledning skulle ge en kapacitet på mellan 1,2–1,8 miljoner fat per dag.

Av ovan nämnda anledningar krävs politiskt stöd för samordning av privata investeringar i möjliga alternativa infrastrukturer för att säkerställa försörjningen av olja till inlandsstater inom EU. Oljetransporterna till havs måste minskas eftersom de utgör en stor miljörisk. Detta behöver emellertid inte innebära nya ledningsinfrastrukturer. Försörjningstryggheten kan även säkerställas med hjälp av borttagning av flaskhalsar i kapaciteten och/eller omvänt flöde.

3.4. Utveckling av teknik för smarta nät

Smarta nät[70] består av energinätverk där man kan integrera alla de anslutna användarna och deras beteende och åtgärder på ett kostnadseffektivt sätt. Med näten förändras sättet på vilket elnätet drivs när det gäller överföring och distribution samt omstrukturering av dagens produktions- och förbrukningsvägar. I det smarta nätet kan konsumenter, andra nätanvändare och energileverantörer interagera med digital teknik och ett dubbelriktat kommunikationssystem. I näten kan konsumenterna direkt kontrollera och hantera sina förbrukningsmönster, särskilt om de kombineras med tidsdifferentierade avgifter, vilket ger starka incitament för effektiv energianvändning. Det blir även möjligt för företagen att förbättra och anpassa hanteringen av nätet. De kan även öka säkerheten och sänka kostnaderna. Tekniken för smarta nät behövs för att möjliggöra en kostnadseffektiv utveckling mot ett energisystem med minskade koldioxidutsläpp och för att hantera stora mängder förnybar energi till havs och på land. Samtidigt möjliggörs konventionell strömproduktion och anpassade kraftverkssystem. Med tekniken för smarta nät som även omfattar smarta mätare kan man förbättra detaljhandeln vilket ger konsumenterna ett brett utbud eftersom energiföretag samt informations- och kommunikationsteknikföretag kan utveckla nya och innovativa energitjänster.

Många länder har utvecklat projekt för smarta nät som även omfattar smarta mätare som Österrike, Belgien, Frankrike, Danmark, Tyskland, Finland, Italien, Nederländerna, Portugal, Sverige, Spanien och Storbritannien[71]. I Italien och Sverige har de flesta konsumenterna redan smarta mätare.

I undersökningen Bio Intelligence 2008[72] konstateras att smarta nät kan minska den primära energiförbrukningen per år inom EU i energisektorn 2020 med nära 9 % vilket motsvarar 148 TWh av elektricitet eller besparingar på nära 7,5 miljarder euro per år (baserat på medelpriset 2010). I branschen uppskattar man att den individuella förbrukningen för ett genomsnittligt hushåll skulle kunna minska elförbrukningen med 9 % och gasförbrukningen med 14 % vilket motsvarar besparingar på cirka 200 euro per år.[73]

Man vill från kommissionens sida uppmuntra utvecklingen av smarta nät och bidrar med ekonomiskt stöd för forskning och utveckling. SET-planen och det europeiska elnätsinitiativet som inleddes i juni 2010 har utvecklats av en grupp nätverksoperatörer inom eldistribution och överföring. Arbetet stöds av kommissionen och målet är att vidareutveckla tekniken för smarta nät. Man vill främja experiment med smarta nät med hjälp av storskaliga demonstrationer, främja forskning och utveckling samt innovationer inom tekniken för smarta nät. Initiativet kommer även att stimulera fortsatt driftsättning genom att hantera utmaningar inom teknikintegration på systemnivå, användaracceptans, ekonomiska begränsningar och lagstiftning.

Förutom de tekniska framstegen har kraven från marknaden på användning av smarta nät i hela Europa skapats efter godkännandet av det tredje inre marknadspaketet för energi 2009. I paketet betonas vikten av medlemsstaternas arbete för att börja använda smarta mätarsystem 2020[74]. I direktivet för effektiv slutanvändning av energi och om energitjänster[75] anges smarta mätare som en av de viktigaste delarna för en förbättrad energieffektivitet. I direktivet om förnybara energikällor[76], ses smarta nät som en möjlighet till integration av de ökande förnybara energikällorna i nätet. Man ber medlemsstaterna att utveckla nätinfrastrukturer och överföring för att uppnå målet. Tillsammans utgör de två direktiven den huvudsakliga politiska och rättsliga ram som utgör grunden för fortsatta åtgärder för att stimulera utveckling och driftsättning av smarta nät.

Kommissionen sammanställde en arbetsgrupp för smarta nät i november 2009. Den består av 25 europeiska organisationer som representerar alla berörda intressenter och syftet är att garantera att smarta nät och smarta mätare utvecklas på ett sätt som förbättrar konkurrensen på marknaden, skapar integration av energiproduktion i stor skala från förnybar energi och energieffektivitet genom en öppen marknad för energitjänster. Man arbetar för att ge råd till kommissionen när det gäller politik och lagstiftning på EU-nivå och för att samordna de första stegen mot ett genomförande av smarta nät enligt villkoren i det tredje paketet. Det inledande arbetet i arbetsgruppen har letts av tre expertgrupper[77]. Varje grupp har fokuserat på 1) funktioner i smarta nät och smarta mätare, 2) lagstiftningsrekommendationer för datasäkerhet, datahantering och dataskydd, och 3) roller och ansvarsområden för aktörer som arbetar med driftsättning av smarta nät.

Trots de förväntade fördelarna med smarta när och tidigare nämnda politiska åtgärder sker övergången till smarta nät och smarta mätare så snabbt som krävs för att nå EU:s energi- och klimatmål.

För att de smarta näten ska bli en framgång krävs inte bara ny teknik och nätverk utan även regelverk som baseras på bästa praxis för att underlätta användningen. Man måste även ta hänsyn till problem på marknaden som omfattar påverkan på konkurrensen och förändringar i branschen (p.g.a. branschkoder eller lagstiftning) och hur konsumenterna förbrukar energi. Den största uppgiften omfattar upprättande att rätt regelverk för en väl fungerande marknad för energitjänster. Det kräver även samarbete bland många aktörer på marknaden (producenter, nätverksoperatörer, energigrossister, energitjänsteföretag, informations- och kommunikationsteknikföretag samt konsumenter och tillverkare). Regelverket måste även fastställa lämplig öppen åtkomst och delning av driftinformation mellan de olika aktörerna. Det kan även finnas ett behov av avgiftsjustering för att ge lämpliga incitament för nätoperatörer att investera i teknik för smarta nät. De nationella tillsynsmyndigheterna spelar också en viktig roll eftersom de godkänner avgifterna som utgör grunden för investeringar i smarta nät och eventuellt även mätare. Om man inte utvecklar en rättvis modell för kostnadsfördelning för att uppnå balans mellan kortsiktiga investeringskostnader och fördelar på lång sikt kommer nätoperatörerna inte att vilja genomföra några större investeringar i framtiden.

Otvetydiga (öppna) standarder för smarta nät och mätare krävs för att säkerställa interoperabilitet, för att identifiera tekniska problem och för att genomföra en framgångsrik integration av alla nätanvändare, samtidigt som nätet har hög tillförlitlighet och en elförsörjning av god kvalitet. Med konkurrensmöjligheter för att utveckla världsomspännande standarder kan en investering i en specifik europeisk teknisk lösning i dag leda till fasta kostnader i framtiden. Kommissionen har därför lagt fram ett standardiseringsförslag för smarta mätare för europeiska standardiseringsorgan 2009. Ett nytt förslag för att granska närliggande standarder och utveckla nya standarder för smarta nät kommer att presenteras av kommissionen i början av 2011. Det är därför viktigt att det internationella samarbetet fungerar så att lösningarna blir förenliga med varandra.

En annan utmaning består i att vinna konsumenternas förtroende när det gäller fördelarna med smarta nät. Så länge som priselasticiteten för elektricitet är låg, de allmänna fördelarna med smarta nät inte är bevisade och risken för missbruk av information ignoreras[78] kan det vara svårt att övervinna konsumenternas motvilja, med tanke på den tid och de beteendeförändringar som krävs för att man ska kunna dra full nytta av den smarta tekniken.

Sist men inte minst måste man även beakta problemet med att hitta personal som är utbildad för att hantera det omfattande smarta nätsystemet.

Övergången till smarta nät är en komplex fråga och består inte av ett enkelt byte från det befintliga nätverket till ett smart nät. För att övergången ska lyckas krävs noggrant samarbete mellan alla intressenter för att hitta rätt kostnadseffektiva lösningar, undvika dubbelarbete och för att utforska befintliga samverkansområden. För att öka allmänhetens kunskaper och acceptans samt kundstöd måste fördelar och kostnader för det smarta nätet diskuteras på ett objektivt sätt. Dessutom måste det förklaras noggrant med aktivt deltagande från konsumenter, små och medelstora företag samt offentliga myndigheter.

Rekommendationer

För att garantera detta tillvägagångssätt och övervinna de kartlagda problemen rekommenderas följande åtgärder:

- Särskild lagstiftning: Enligt meddelandet ska kommissionen undersöka om ytterligare lagstiftning krävs för att smarta nät ska kunna användas enligt reglerna för det tredje inre marknadspaketet för energi. I undersökningen ska man ta hänsyn till följande: i) Man ska säkerställa att driftinformationen har öppen åtkomst och kan delas mellan aktörer och de fysiska gränssnitten. ii) Man måste skapa en väl fungerande marknad för energitjänster. iii) Nätoperatörerna ska ges lämpliga incitament för att investera i smart teknik för smarta nät. Mot bakgrund av den här analysen kommer man att ta beslut om särskild lagstiftning för smarta nät under första halvåret 2011.

- Standardisering och interoperabilitet: Arbetsgruppen har fastställt sex tjänster och cirka 30 funktioner som ska ingå i det fasta nätet. Arbetsgruppen och den gemensamma arbetsgruppen inom CEN/CENELEC/ETSI för standarder för smarta nät kommer tillsammans att presentera en analys i slutet av 2010 om statusen för den europeiska standardiseringen för smart nätteknik. Man kommer även att presentera områden som kräver fortsatt arbete. I början av 2011 ska kommissionen presentera ett standardiseringsuppdrag för berörda europeiska standardiseringsorgan. Uppdraget innebär utveckling av standarder för smarta nät och säkerställer interoperabilitet och kompatibilitet med standarder som utvecklats över hela världen.

- Dataskydd: Kommissionen ska mot bakgrund av resultaten från arbetsgruppen och i nära samarbete med Europeiska datatillsynsmannen undersöka behovet av åtgärder för ytterligare dataskydd, de olika aktörernas roller och ansvar för åtkomst, egendom och datahantering (ägande, egendom och åtkomst samt rättigheter för att läsa och ändra etc.). Man ska även föreslå lagstiftningsförslag och riktlinjer vid behov.

- Investeringar i infrastruktur: En stor del av de investeringar som krävs för driftsättning av smarta nät beräknas komma från nätverksoperatörer och främst på distributionsnivå, samt privata företag under ledning av nationella tillsynsmyndigheter. Offentliga och privata sammanslutningar kan bistå med lösningar där det saknas kapital. Där avkastningen för en investering är för låg och där det finns det allmänt intresse måste det finnas möjlighet att ta hjälp av offentliga finanser. Kommissionen vill uppmuntra medlemsstaterna att avsätta medel för driftsättning av smarta nät. Kommissionen ska även granska särskilt stöd för smart teknik inom stödprogrammet för principer och projekt som nämns i meddelandet. Man vill även kontrollera innovativa ekonomiska instrument som kan användas för snabb utveckling av smart nätteknik i nätverk för överföring och distribution.

- Demonstration, forskning och utveckling och innovativa projekt: Det krävs en tydlig politik för forskning och utveckling samt för demonstration som överensstämmer med ovan nämnda politik för investering i infrastrukturer för att främja innovationer och påskynda utvecklingen av smarta nät som baseras på det europeiska elnätsinitiativet. Även den europeiska alliansen för energiforsknings åtgärder för smarta nät bör iakttas eftersom de fokuserar på långsiktig forskning. Man bör också fokusera på innovationer för elsystem i kombination med forskning och utveckling för strömteknik (kablar, transformatorer etc.) med forskning och utveckling inom informations- och kommunikationsteknik (kontrollsystem, kommunikation etc.). De föreslagna åtgärderna bör även omfatta konsumentbeteende, acceptans och verkliga hinder för driftsättning. Kommissionen ska tillsammans med medlemsstaterna främja forskning och utveckling samt demonstrationsprojekt med hjälp av offentligt stöd och lagstiftningsincitament. Detta gör att det europeiska elnätsinitiativet kan påbörja de föreslagna projekten som planerat trots den rådande ekonomiska situationen inom EU. Arbetet bör samordnas med åtgärder som föreslås i meddelandet gällande det europeiska kraftledningsnätet. För att garantera full insyn i pågående demonstrations- och pilotprojekt och deras resultat samt utvecklingen av en framtida rättslig ram kan kommissionen skapa en plattform för att förenkla spridning av kunskaper och erfarenheter om praktisk driftsättning av smarta nät inom EU. Man hoppas också att man kan samordna de olika metoderna för bättre samverkan. Informationssystemet inom SET-planen som hanteras av kommissionens gemensamma forskningscentrum omfattar ett övervakningsschema som kan användas som utgångspunkt.

- Främja nya kunskaper: För att minska klyftan mellan lågutbildad och högutbildad arbetskraft på grund av kraven för driftsättning av smarta nät ska pågående initiativ användas som utbildning inom SET-planen, kunskaps- och innovationsgrupperna vid Europeiska tekniska institutet, Marie Curie-åtgärderna[79] och andra åtgärder som exempelvis initiativet ”Ny kompetens för nya arbetstillfällen”. Medlemsstaterna kommer dock att behöva hantera eventuella negativa sociala följder och påbörja program för att bibehålla arbetskraften och ge stöd åt utbildningen.

4. FÖRBEREDELSER FÖR NÄTVERK PÅ LÅNG SIKT

4.1. Europeiska kraftledningsnät, ”motorvägar för elektricitet”

Med en ”motorväg för elektricitet” avses en kraftöverföringsledning med större kapacitet för överföring av ström än befintliga kraftöverföringsnät. Detta gäller både mängden elektricitet och avståndet som omfattas av överföringen. För att uppnå högre kapacitet måste ny teknik utvecklas som möjliggöra överföring av likström med en spänning som är högre än 400 kV.

Det krävs en långsiktig lösning för perioden 2020–2050 för att hantera problemen som drabbar elnätverken: Man måste anpassa det ständigt ökande överflödet av vindkraft från Nordsjön och av förnybar energi i sydvästra och sydöstra delarna av Europa. Med hjälp av knutpunkter kopplas elproduktionen samman med stora lagringsplatser i de nordiska länderna och i Alperna, och med befintliga och kommande förbrukningscentrum i Centraleuropa samt med det befintliga växelströmsnätet. Med de nya ledningarna måste man ta hänsyn till de befintliga och framtida överskottsområdena som Frankrike, Norge och Sverige. Det är även viktigt att kontrollera den överföringskorridoren ifrån norr till söder i Centraleuropa som transporterar elöverskottet från norr via Danmark och Tyskland till områden i södra Tyskland och norra Italien där det råder brist på el.

Trots teknisk osäkerhet står det klart att framtidens kraftledningssystem måste byggas upp stegvis för att säkerställa kompatibilitet med växelström- och likströmsanslutningar och lokal acceptans[80] mot bakgrund av andra prioriteringar fram till 2020 som avses i kapitel 3.1 särskilt beträffande havsbaserade nät.

Kraftledningssystemet måste även förberedas för eventuella anslutningar mellan EU:s gränser i söder och öster för att man till fullo ska kunna utnyttja potentialen för förnybara energikällor i dessa områden. Förutom de synkrona anslutningarna med Maghreb och Turkiet kan även andra anslutningar med länder vid Medelhavet och österut bli aktuella på lång sikt. Därför krävs en dialog med de nordafrikanska länderna om tekniska och rättsliga krav för utveckling av infrastrukturer för elektricitet i Medelhavsområdet.

Samtidigt som kunskapen ökar om det framtida behovet av ett europeiskt elnät finns det fortfarande en osäkerhet om tidpunkten, när nätet kommer att behövas och de åtgärder som måste vidtas för att skapa det. Därför krävs åtgärder på EU-nivå för att utvecklingen av nätet ska kunna påbörjas och för att minska osäkerheten och riskerna. Det krävs också en samordning på EU-nivå för att fastställa en lämplig rättslig och organisatorisk ram. för utformning, planering, byggande och drift av ett sådant kraftledningssystem.

I åtgärderna måste man integrera pågående forskning och utveckling, särskilt inom SET-planen för det europeiska elnätsinitiativet och det europeiska vindkraftsinitiativet . Målet är att anpassa det befintliga nätet och utveckla ny teknik för överföring, lagring och smarta nät. Därför finns det även ett behov av att integrera möjligheterna till vätetransport och lagring i stor skala. När vätet ansluts till bränsleceller kan det användas i distributions- och transportanläggningar. Marknaden för hushållen förväntas öppna 2015 och för vätedrivna fordon cirka 202081.[81]

Rekommendationer

Följande åtgärder krävs för att förbereda för en ”europeisk motorväg för elektricitet”:

- Enligt slutsatserna från forumet i Bukarest i juni 2009 ska man arbeta effektivt för kraftledningarna inom ramverket för Florensforumet. Målet är att strukturera alla intressenters arbete för att förbereda inför kraftledningarna. Arbetet bör organiseras av kommissionen och ENTSO-E och samla alla berörda intressenter. Det bör inriktas på att framställa utvecklingsscenarier på medellång och lång sikt för elproduktionen. Man ska även bedöma den europeiska nätinfrastrukturen och utformningsmöjligheterna samt utforma ett lämpligt ramverk för regler, lagstiftning och organisation.

- Man ska även utveckla den forskning och utveckling som krävs inom SET-planen för det europeiska elnätsinitiativet och det europeiska vindkraftsinitiativet. Målet är att anpassa det befintliga nätet och utveckla ny teknik för överföring, lagring och smarta nät samt utformnings- och planeringsverktyg för nätutvecklingen.

- Man ska även fastställa en utvecklingsplan som ska förberedas av ENTSO-E i mitten av 2013 med målet att ta den första kraftledningen i bruk 2020. Planen omfattar även utvidgning av nätet för att underlätta för utvecklingen av förnybar energiproduktion i stor skala över EU:s gränser.

4.2. Europeisk infrastruktur för transport av koldioxid

De potentiella lagringsplatserna för koldioxid är inte jämnt fördelade i Europa, vilket innebär att driftsättning av system för avskiljning och lagring av koldioxid i stor skala kan behövas för att uppnå minskade utsläpp av koldioxid i Europa efter 2020. Detta kräver att man bygger upp en infrastruktur med ledningar och transportinfrastruktur vid behov som kan sträcka sig över medlemsstaternas gränser om länderna inte har möjlighet att lagra koldioxid.

CCS-tekniken för avskiljning, transport och lagring är väl beprövad. Trots detta har tekniken inte integrerats och testats inom industrin, och för närvarande är CCS-tekniken inte kommersiellt gångbar. I dag är användningen av tekniken begränsad till småskaliga anläggningar som ofta har utformats för att demonstrera en eller två isolerade komponenter. Samtidigt är man överens om att CCS-tekniken måste demonstreras i stor skala senast 2020 för att man ska kunna visa dess betydande inverkan på utsläppen och möjliggöra ett paket för åtgärder för klimatförändringar till en låg kostnad.

På europeiska rådets vårmöte 2007 beslutade man att ge stöd till driftsättning av upp till 12 CCS-anläggningar i stor skala i Europa fram till 2015 för att tekniken ska bli kommersiellt gångbar. I dag byggs det sex storskaliga CCS-projekt som utformas för att visa tekniken inom elproduktionen. De kommer att ha en kapacitet på minst 250 MW samt komponenter för transport och lagring. Projekten delfinansieras av kommissionen med bidrag som uppgår till totalt 1 miljard euro. Ytterligare en finansieringsmekanism som är en del av systemet för handel med utsläppsrätter började användas i november 2010[82]. Dessutom ger kommissionen stöd till forskning och utveckling med koppling till CCS. Man har även inrättat ett nätverk för utbyte av kunskap inom CCS-teknik i stor skala.

Det gemensamma forskningscentrumet (JRC) har under 2010 förberett en bedömning av investeringskraven inom infrastrukturer för transport av koldioxid[83]. Enligt PRIMES baslinjescenario visar undersökningen att 36 Mt koldioxid kommer att avskiljas under 2020 och transporteras i sex medlemsstater. Transportnätverket för koldioxid omfattar cirka 2 000 km och kräver en investering på 2,5 miljarder euro (karta 9). De flesta ledningarna ska vara anpassade till den utökade mängden koldioxid som beräknas under de kommande åren[84].

Under 2030 beräknas mängden avskild koldioxid öka till 272 Mt (karta 10). Många av ledningarna som byggts tidigare har full kapacitet och nya ledningar byggs för att användas fullt ut fram till 2050. Transportnätverket för koldioxid omfattar nu cirka 8 800 km och kräver ytterligare investeringar på 9,1 miljarder euro. De första regionala nätverken skapas över Europa vid demonstrationsanläggningarna. Analysen från forskningscentrumet visar även fördelarna med en europeisk samordning för att uppnå en bra lösning för transport av koldioxid eftersom resultaten visar att upp till 16 medlemsstater kan komma att vara delaktiga i den gränsöverskridande transporten av koldioxid 2030.

[pic] | [pic] |

Karta 9: Nätverksinfrastruktur för koldioxid 2020, PRIMES baslinje | Karta 10: Nätverksinfrastruktur för koldioxid 2030, PRIMES baslinje |

Den andra analysen gjordes av Arup 2010 och är inriktad på genomförbarheten av infrastrukturer för koldioxid i Europa[85]. I analysen vill man fastställa det optimala transportnätverket för koldioxid i Europa och undersöka dess utveckling med tiden mot bakgrund av beräknad koldioxidmängd, lämpliga lagringsplatser och metoder för att minska kostnaderna. I ett konservativt scenario räknar man med ett nätverk på 6 900 km för att transportera 50 Mt koldioxid under 2030. I undersökningen nämns även att det inte kommer att finnas lagringskapacitet i alla länder och att man därför bör arbeta för ett gränsöverskridande nätverk och en större användning av CCS-tekniken.

Slutsatserna bekräftas av EU:s undersökning om geokapacitet (2009) för europeisk kapacitet för geologisk lagring av koldioxid[86]: Framtidens transportnätverk för koldioxid beror till stor del på möjligheterna till lagring på land samt möjligheterna och utvecklingen av havsbaserad förvaring. Mot bakgrund av den allmänna medvetenheten när det gäller koldioxidlagring och allmän CCS-teknik föreslår man i undersökningen att lagring till havs ska ges företräde. I undersökningen nämns även att det är svårt att bekräfta tillgängligheten för lagring. Det krävs mer arbete för att undersöka den verkliga lagringskapaciteten. Den viktigaste drivkraften för utveckling inom CCS under den närmaste framtiden är priset på koldioxid som är mycket osäkert och som beror på utvecklingen av ETS. Analyser där man granskar ett möjligt koldioxidnätverk efter 2020 bör därför behandlas med försiktighet.

Alla undersökningarna bekräftar att utvecklingen av koldioxidnätverket i Europa påverkas av tillgången på lagringsplatser och nivån på CCS-driftsättningen samt samordningsnivån för utvecklingen i dag. Utvecklingen av integrerade nätverk för ledningar och transport som planerats och skapats på regional eller nationell nivå med hänsyn till flera koldioxidkällors transportbehov kan dra nytta av skalekonomin och ansluta extra koldioxidresurser till lämpliga sänkor under ledningarnas livslängd[87]. På lång sikt kan sådana integrerade nätverk byggas ut och länkas samman så att man når källor och lagringsplatser i hela Europa, liknande dagens gasnätverk.

Rekommendationer

När CCS-tekniken blir kommersiellt gångbar kommer infrastrukturen för ledningar och distribution som skapats för demonstrationsprojekt att bli viktiga delar av det framtida EU-nätverket. Det är viktigt att den från början splittrade strukturen kan planeras på ett sätt som garanterar kompatibilitet i hela Europa i ett senare skede. Erfarenheter om integrationen av uppdelade nätverk som exempelvis gasnätverken kan användas för att undvika liknande mödosamma processer när man skapar en gemensam marknad.

Man bör undersöka de tekniska och praktiska förutsättningarna för ett koldioxidnätverk samt arbeta för att nå en gemensam vision för projektet. Arbetsgruppen för hållbara fossila bränslen, vars syfte är att föra en dialog mellan intressenter (inom ramen för Berlinforumet), bör användas för att diskutera möjliga åtgärder på detta område. CCS-projektnätverket kan användas för att samla in erfarenheter från de pågående demonstrationsprojekten. Detta ger i sin tur utrymme för att bedöma behovet och omfattningen av ett eventuellt EU-ingripande.

Regionalt samarbete ska även uppmuntras för att stimulera utvecklingen av kluster som utgör det första steget mot ett möjligt integrerat europeiskt nätverk i framtiden. Utvecklingen av regionala kluster kan påskyndas med hjälp av de befintliga stödstrukturerna som omfattar nätverket för CCS-projekt och gruppen för informationsutbyte som inrättats enligt direktiv 2009/31/EG för geologisk lagring av koldioxid. Detta kan bland annat omfatta skapandet av inriktade arbetsgrupper och utbyte av erfarenheter i ämnet med relation till CCS-projektnätverket. Man kan även utbyta bästa metoder för tillståndsgivning och gränsöverskridande samarbete mellan de behöriga myndigheterna inom gruppen för informationsutbyte. Kommissionen kommer även att använda globala diskussionsforum om

CCS-tekniken för att utbyta kunskaper om regionala kluster och knutpunkter över hela världen.

Dessutom kommer kommissionen att fortsätta arbetet med en europeisk infrastrukturskarta för koldioxid som kan underlätta kommande infrastrukturplanering, med särskild inriktning på kostnadseffektivitet. En viktig del av den här uppgiften är att identifiera platser, kapacitet och tillgänglighet för lagring, särskilt till havs. För att resultaten av kartläggningen ska bli jämförbara över hela kontinenten och kunna användas för anpassad nätverksutformning kommer åtgärder att vidtas för att utveckla en gemensam bedömningsmetod för lagringskapacitet. För att garantera öppenhet och insyn i fråga om lagring och CCS-teknik kommer kommissionen att publicera en europeisk atlas för koldioxidlagring så att man tydligt kan visa var det finns möjligheter till lagring.

[1] Ordförandeskapets slutsatser, Europeiska rådet, mars 2007.

[2] 30 % under rätt villkor.

[3] KOM(2010) 639.

[4] Strategin Europa 2020, KOM(2010) 2020.

[5] Ordförandeskapets slutsatser från Europeiska rådet den 19–20 mars 2009, 7880/09.

[6] Riktlinjer för TEN-E och budgetförordningen för TEN. Se TEN-E-rapporten om genomförande 2007–2009 KOM(2010)203.

[7] En mer utförlig analys finns i bilagan och konsekvensbedömningen som medföljer detta meddelande.

[8] Den stora utvecklingen kräver även att en fungerande transport- och lagringsinfrastruktur för väte arbetas fram.

[9] Baserat på de nationella åtgärdsplanerna för förnybar energi som lämnats in till kommissionen av [23] medlemsstater.

[10] Se förordningen om åtgärder för att trygga naturgasförsörjningen, (EU) nr 994/2010.

[11] Direktiv 2009/72/EC och 2009/73/EG, förordning (EG) nr 713, (EG) nr 714 och (EG) nr 715/2009.

[12] Förordning (EU) nr 994/2010.

[13] Offentligt samråd om grönboken Mot ett tryggt, hållbart och konkurrenskraftigt europeiskt energinät, KOM(2008)737/3.

[14] Den tioåriga utvecklingsplanen för nätverk från ENTSO-E, juni 2010.

[15] Se medföljande konsekvensbedömning.

[16] Beräkningar enligt PRIMES-modellen.

[17] Se medföljande konsekvensbedömning.

[18] Se medföljande konsekvensbedömning.

[19] De 500 projekt som kartlagts av nationella systemansvariga för överföringssystem omfattar hela EU samt Norge, Schweiz och västra Balkanområdet. Förteckningen omfattar inte lokala, regionala och nationella projekt eftersom dessa inte var av europeisk betydelse.

[20] Nästa utgåva av den tioåriga nätverksutvecklingsplanen för elektricitet beräknas komma 2012 och man vill då presentera en mer omfattande metod för att uppnå de rättsliga kraven för 2020 som omfattar integration av förnybara energikällor och minskade utsläpp efter 2020 och fokusera på dessa brister.

[21] Detta omfattar Nordsjön och de nordvästra havsområdena.

[22] Ett sådant nät skulle sannolikt baseras på likströmsteknik men bör byggas upp stegvis för att säkerställa kompatibiliteten med det befintliga växelströmsnätet.

[23] Projektens ekonomiska, sociala och miljömässiga påverkan kommer att bedömas enligt en gemensam metod som beskrivs i nästa avsnitt

[24] Se deklarationen för Budapest V4 samt toppmötet för energisäkerhet den 24 februari 2010.

[25] Se medföljande konsekvensbedömning.

[26] Omfattar särskilt relevant EU-miljölagstiftning.

[27] Se t.ex. www.reshare.nu

[28] Se t.ex. vägledningen för kostnadsnyttoanalys av investeringsprojekt juli 2008: http://ec.europa.eu/regional_policy/sources/docgener/guides/cost/guide2008_en.pdf

[29] Jfr artikel 37 i direktiv 2009/72/EG och artikel 41 i direktiv 2009/737EG.

[30] Särskilt Marguerite, lånegarantiinstrument för TEN-T och finansieringsfaciliteten med riskdelning, Jessica, Jaspers.

[31] Översynen av EU:s budget som godkändes den 19 oktober 2010.

[32] http://ec.europa.eu/energy/observatory/trends_2030/doc/trends_to_2030_update_2009.pdf

[33] Vid brist på ytterligare politiska åtgärder och under vissa villkor.

[34] http://ec.europa.eu/energy/observatory/trends_2030/doc/trends_to_2030_update_2009.pdf

[35] Enligt detta scenario räknar man med att de två bindande målen för förnybar energi och minskade utsläpp uppnås. I PRIMES baslinje som endast baseras på fortsatt politik uppnås inte dessa mål.

[36] För en mer detaljerad analys av begränsningar, se kommissionens arbetsdokument som bifogas kommissionens meddelande ”En analys av möjligheterna att minska utsläppen av växthusgaser med mer än 20 % och en bedömning av riskerna för koldioxidläckage” (KOM(2010) 265). Bakgrundsinformation och analys del 2 SEK(2010) 650.

[37] Alla låga nummer hör till PRIMES referensscenario medan högre nummer kommer från Eurogas miljöscenario som publicerades i maj 2010 och som baseras på en grundläggande insamling av uppskattningar från medlemmarna i Eurogas.

[38] Se konsekvensbedömningen på http://ec.europa.eu/energy/security/gas/new_proposals_en.htm.

[39] De respektive siffrorna för 2030 är 36 % och 20 %. Observera att referensscenariot för 2030 inte tar hänsyn till eventuell framtida politik för förnybar energi inom EU eller i medlemsstaterna efter 2020.

[40] Österrike, Tjeckien, Cypern, Tyskland, Danmark, Grekland, Spanien, Finland, Frankrike, Irland, Italien, Lettland, Litauen, Luxemburg, Malta, Nederländerna, Portugal, Rumänien, Sverige, Slovakien, Slovenien och Storbritannien.

[41] ”Renewable Energy Projections as Published in the National Renewable Energy Action Plans of the European Member States”, uppdatering för 19 länder. L.W.M. Beurskens, M. Hekkenberg. Energy Research Centre of the Netherlands, Europeiska miljöbyrån, 10 september 2010. Den finns på: http://www.ecn.nl/docs/library/report/2010/e10069.pdf.

[42] 50 Mt enligt PRIMES referensscenario och 272 Mt enligt PRIMES baslinje, med det högre koldioxidpriset.

[43] Kartorna visar kapacitetsmarginalerna, det vill säga fast kapacitetsnivå (exklusive förnybar energi)/ all kapacitet (inklusive förnybar energi) jämfört med efterfrågetoppar enligt modeller från KEMA och Imperial College i London. Det gäller alla medlemsstater samt Norge och Schweiz 2020 mot bakgrund av PRIMES referensscenario (källa: KEMA och Imperial College London).

[44] Källa: KEMA och Imperial College London.

[45] https://www.entsoe.eu/index.php?id=282

[46] Nätmodellen som gjorts av Imperial College London och KEMA är en modell med ”gravitationscentrum”. Varje medlemsstats elnät representeras av en nod och sedan beräknas överföringskapaciteten till och från denna. I investeringsmodellen jämförs kostnaden för utbyggnad av nätverk mellan medlemsstaterna med kostnaderna för utökad kapacitet som baseras på vissa kostnadsberäkningar. Mot bakgrund av detta utvärderas sedan den bästa sammanlänkningsnivån mellan medlemsstaterna.

[47] Följande sammanlänkningskapaciteter visas inte på kartan: Österrike-Schweiz (470 MW), Belgien-Luxemburg (1 000 MW), Tyskland-Luxemburg (980 MW), Norge-Tyskland (1 400 MW) och Schweiz-Österrike (1 200 MW).

[48] KOM(2008) 781. I meddelandet betonas även att ”det havsbaserade nätet i Nordsjön ska bli en av grundstenarna i ett europeiskt framtida supernät.” I förslaget vill man kartlägga stegen och den tidsplan som krävs samt de specifika åtgärder som måste vidtas. De ska utvecklas av medlemsstaterna och regionala aktörer och ska vid behov förenklas med åtgärder på gemenskapsnivå. rådets energislutsatser den 19 februari 2009 förtydligade man att uppgiften ska omfatta Nordsjön (inklusive kanalområdet) och Irländska sjön.

[49] De länder som deltar i initiativet för energinät i länderna kring Nordsjön är Belgien, Luxemburg, Tyskland, Frankrike, Danmark, Sverige; Storbritannien, Irland och Norge.

[50] Irland har också förberett en baslinje och ett omfattande exportscenario. Enligt det senare scenariot gäller följande siffror: Över 40 GW havsbaserad vindkraft, 2,1 GW övrig havsbaserad förnybar energi som står för 139 TWh 2020. För hela EU (med hänsyn till baslinjen för Irland) beräknas kapaciteten för havsbaserad vindkraft vara över 42 GW 2020 med en årlig elproduktion på över 137 TWh.

[51] Mot bakgrund av en kostnadsnyttoanalys, undersökningen OffshoreGrid, som genomfördes av 3E och samarbetspartners och som finansierades av det europeiska energiprogrammet kan man se att radiella nätanslutningar fungerar på upp till 50 km avstånd från anslutningspunkterna på land. För större avstånd (50–150 km) från anslutningspunkten på land är mängden vindkraftsanläggningar avgörande för att man ska kunna upprätta ett kluster. Om kapaciteten finns inom en radie på 20 km (i vissa fall 40 km) runt knutpunkten och om man eftersträvar maximal användning av likströmskablar kan det vara fördelaktigt med en knutpunktsanslutning via ett kluster. Vid avstånd över 150 km anses knutpunkter för havsbaserade nät vara en bra lösning. Mer information finns på www.offshoregrid.eu Resultaten verkar bekräftas av medlemsstaterna. Fördelarna med kluster eller modulutformning användes i Nederländerna vid utformningen av den andra fasen för havsbaserad vindkraft. Med tanke på vindkraftverkens storlek och de korta avstånden från land visade bedömningen dock att klustring inte är den mest kostnadseffektiva lösningen i den här fasen.

[52] Enligt undersökningen i OffshoreGrid skulle kostnaden för utveckling av ett starkt havsbaserat nät bli 32 miljarder euro fram till 2020 och upp till 90 miljarder euro fram till 2030 för radiella anslutningar. Vid klustring skulle kostnaden för infrastrukturen kunna minskas till 75 miljarder euro 2030.

[53] Integrerad utveckling kan utföras enligt två huvudlinjer. Om det redan finns en sammanlänkning kan vindkraftsparkerna anslutas i ett senare skede. Om det finns anslutningar för vindkraftsparker kan man genomföra sammanlänkningen senare med hjälp av kontaktpunkter i stället för att bygga nya sammanlänkningar mellan landytorna.

[54] Arbetspaket D4.2 ”Four Offshore Grid scenarios for the North and Baltic Sea” (Fyra scenarion för havsbaserade nät i Nordsjön och Östersjön) (undersökningen OffshoreGrid, juli 2010). Mer information finns på http://www.offshoregrid.eu/images/pdf/pr_pr100978_d4%202_20100728_final_secured.pdf,

[55] Integrerade lösningar där man kombinerar havsbaserade vindkraftsanläggningar och handelförbindelser med ett annat land, eller gränsöverskridande anslutningar med en vindkraftsanläggning (som är baserad i ett lands territoriella vatten men som ansluts till ett annat lands nät) måste utvecklas.

[56] Vilket företag som helst kan lämna ett anbud. Detta skapar en konkurrens för utveckling och drift av det nya nätverket.

[57] Initiativet för energinät i länderna kring Nordsjön har ett regionalt arbetssätt och drivs av medlemsstaterna. Det bygger på befintligt arbete och andra initiativ. Medlemmarna arbetar för att nå en strategisk arbetsplan genom en motivering som ska undertecknas i slutet av 2010.

[58] ENTSO-E pilot för TYNDP.

[59] Under sammanslagningsprocessen för förvärvet av Hidrocantábrico 2002 erbjöd sig EDF-RTE och EDF att öka den kommersiella sammanlänkningskapaciteten från dåvarande 1 100 MW till minst 2 700 MW (Fall nr COMP/M.2684 - EnBW / EDP / CAJASTUR / HIDROCANTÁBRICO – datum för beslut: 19 mars 2002).

[60] ”Undersökning av finansieringen av investering i förnybar energi i södra och östra Medelhavsområdet”, utkast till slutlig rapport från MWH i augusti 2010. Länderna som omfattas av undersökningen är Algeriet, Egypten, Israel, Jordanien, Libanon, Marocko, Syrien, Tunisien samt Västbanken/Gaza.

[61] ENTSO-E pilot för TYNDP.

[62] BP Statistical Review of World Energy, juni 2009.

[63] Nettoimportbehovet på den största marknaden (Ungern) bland de åtta länderna var 8,56 Mtoe 2007 (Eurostat) medan det totala behovet på alla sju marknaderna var 41 Mtoe. Detta kan jämföras med Tysklands import som uppgick till cirka 62 Mtoe.

[64] Se deklarationen för Budapest V4 samt toppmötet för energitrygghet den 24 februari 2010 (http://www.visegradgroup.eu/). Länderna i beteckninen V4+ enligt deklarationen är Tjeckien, Ungern, Slovakien, Polen (som medlem av Visegradgruppen), Österrike, Bosnien och Hercegovina, Bulgarien, Kroatien, Serbien, Slovenien och Rumänien.

[65] Det nya europeiska överföringssystemet (NETS) har som mål att förenkla utvecklingen av en marknad för flytande gas som är konkurrenskraftig och effektiv. Den ska förbättra försörjningstryggheten genom att skapa en enhetlig plattform för infrastrukturen för att öka samarbetsnivån mellan de regionala systemansvariga för överföringssystem.

[66] Östersjön är ett av de mest trafikerade haven i världen och står för mer än 15 % av världens godstransporter (3 500–5 000 fartyg per månad). Cirka 17–25 % av dessa fartyg är tankfartyg som transporterar cirka 170 miljoner ton olja per år.

[67] Turkiets sund omfattar Bosporen och Dardanellerna och förbinder Svarta havet via Marmarasjön med Egeiska havet. Sunden är mindre än en kilometer breda vid den smalaste punkten och de anses vara bland de svåraste och farligaste sunden i världen att färdas mellan. Detta beror på den svåra geografin och den stora trafikmängden (50 000 fartyg, varav 5 500 oljetankfartyg per år).

[68] Under 2006 upptäckte man läckor i Druzhba-ledningen och den ryska ledningsoperatören Transneft stoppade då försörjningen av råolja till de Under 2006 upptäckte man läckor i Druzhba-ledningen och den ryska ledningsoperatören Transneft stoppade då försörjningen av råolja till det litauiska raffinaderiet Mažeikiai som är det enda oljeraffinaderiet i de baltiska staterna. Efter detta har just den här delen av ledningen varit avstängd.

[69] ”Tekniska synpunkter vid varierande användning av oljeledningar i EU-området från tredjeländer” en undersökning från ILF och Purvin & Gertz för kommissionen. 2010

[70] ERGEG och den europeiska arbetsgruppen för smarta nät definierar smarta nät som elnätverk där man kan integrera alla de anslutna användarna, det vill säga producenter och kunder, och deras beteende och åtgärder på ett kostnadseffektivt sätt. Detta görs för att säkerställa hållbara, ekonomiska och effektiva strömsystem med låg avbrottsfrekvens och en hög kvalitetsnivå samt försörjningstrygghet och säkerhet. Se http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/taskforce_en.htm för mer information.

[71] En ERGEG-rapport som presenterades vid det årliga energiforumet för medborgare i London i september 2009 bidrar med en omfattande och uppdaterad översikt när det gäller införande av smarta mätare i Europa. Den finns på: http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/forum_citizen_energy_en.htm

[72] ”Energieffektivitetens påverkan på informations- och kommunikationsteknik”, slutlig rapport från Bio Intelligence, september 2008 med stöd av kommissionen GD INFSO.

[73] http://www.nuon.com/press/press-releases/20090713/index.jsp

[74] Bilaga 1 till direktiv 2009/72/EG och bilaga 1 i direktiv 2009/73/EG kräver att medlemsstaterna ska säkerställa införandet av intelligenta mätarsystem som ska leda till att kunderna aktivt kan delta i marknaden för energitillförsel. En sådan skyldighet kan innebära en ekonomisk bedömning av medlemsstaterna den 3 september 2012. Enligt eldirektivet där utvecklingen av smarta mätare bedöms vara positiv, ska minst 80 % av kunderna har en intelligent mätare 2020.

[75] Bilaga 3 i direktiv 2006/32/EG.

[76] Artikel 16 i direktiv 2009/28/EG.

[77] Arbetsgruppen för smarta nät – vision och arbetsprogram:

http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/work_programme.pdf

[78] Ett förslag för utveckling av smarta nät avslogs av det nederländska parlamentet 2009 på grund av problem med dataskydd.

[79] http://cordis.europa.eu/fp7/people/home_en.html

[80] Detta kan omfatta ett behov av kraftledningar som delvis ligger i marken, med hänsyn till att investeringskostnaderna för markliggande kablar är 3–10 gånger högre jämfört med luftburna ledningar.

[81] För att nå detta mål ska man inom ramen för SET-planen och genomförandet av det gemensamma företaget för bränsleceller och väte genomföra en undersökning om planering för EU:s infrastruktur för vätebaserad energi i slutet av 2010. Detta ska bana väg för en kommersiell driftsättning enligt tidsplanen för 2020.

[82] http://ec.europa.eu/clima/funding/ner300/index_en.htm

[83] ”Utvecklingen av investeringskraven för ett europeiskt transportnätverk för koldioxid”, kommissionens gemensamma forskningscentrum, EUR 24565 EN. 2010.

[84] Överdimensionerade ledningar visas i rött, ledningar som är i drift med full kapacitet visas i blått.

[85] ”Genomförbarhet för koldioxidinfrastrukturer i Europa”, undersökning av Ove Arup & Partners Ltd för kommissionen, september 2010.

[86] ”EU:s geokapacitet – bedömning av den europeiska kapaciteten för geologisk lagring av koldioxid”, projektnummer SES6-518318. Den slutliga rapporten finns på: http://www.geology.cz/geocapacity/publications

[87] Utformningsundersökningen för slutlig teknik av ett CCS-nätverk för Yorkshire och Humber visade att de första investeringarna inom ledningskapacitet skulle vara kostnadseffektiva även om kommande utveckling ansluts till nätverket upp till 11 år senare. Undersökningen bekräftade även att erfarenheter från andra sektorer visar att investering i integrerade nätverk skulle ge kraft år driftsättning av CCS-teknik i stor skala genom konsolidering av tillståndsförfaranden. Detta skulle minska kostnaden för anslutning av koldioxidkällor till sänkor och säkerställa att avskild koldioxid kan lagras när avskiljningsenheten tas i drift.