52010DC0677

[pic] | EVROPSKA KOMISIJA |

Bruselj, 17.11.2010

COM(2010) 677 konč.

S POROČILO KOMISIJE EVROPSKEMU PARLAMENTU, SVETU, EVROPSKEMU EKONOMSKO-SOCIALNEMU ODBORU IN ODBORU REGIJ

Prednostne naloge glede energetske infrastrukture za leto 2020 in pozneje –Načrt za integrirano evropsko energetsko omrežje

{SEC(2010) 1395 konč.}{SEC(2010) 1396 konč.}{SEC(2010) 1398 konč.}

S POROČILO KOMISIJE EVROPSKEMU PARLAMENTU, SVETU, EVROPSKEMU EKONOMSKO-SOCIALNEMU ODBORU IN ODBORU REGIJ

Prednostne naloge glede energetske infrastrukture za leto 2020 in pozneje –Načrt za integrirano evropsko energetsko omrežje

KAZALO

1. Uvod 4

2. Infrastrukturni izzivi zahtevajo takojšnje ukrepanje 6

2.1. Omrežja električne energije in njeno shranjevanje 6

2.2. Omrežja naravnega plina in njegovo skladiščenje 6

2.3 Območna ogrevalna in hladilna omrežja 6

2.4. Zajem, prevoz in shranjevanje CO2 (CCS) 6

2.5. Infrastruktura za prenos in rafiniranje nafte in olefinov 6

2.6. Za večino investicij bo financiranje prišlo s trga, ovire pa ostajajo 6

2.7. Potrebe po investiranju in vrzel pri financiranju 6

3. Načrt energetske infrastrukture: nova metoda strateškega načrtovanja 6

4. Evropske prednostne naloge glede infrastrukture za leto 2020 in pozneje 6

4.1. Prednostni koridorji za električno energijo, plin in nafto 6

4.1.1. Pripraviti električno omrežje Evrope za leto 2020 6

4.1.2. Diverzificirana oskrba s plinom za popolnoma povezano in prožno plinsko omrežje EU 6

4.1.3. Zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z nafto 6

4.1.4. Uvedba tehnologij pametnih omrežij 6

4.2. Priprava dolgoročnejših omrežij 6

4.2.1. Evropske elektroenergetske avtoceste 6

4.2.2. Evropska infrastruktura za prenos CO2 6

4.3. Od prednostnih nalog do projektov 6

5. Zbirka orodij za pospešitev izvajanja 6

5.1. Regionalne skupine 6

5.2. Hitrejši in preglednejši postopki izdajanja dovoljenj 6

5.3. Boljše metode in obveščanje za odgovorne pri sprejemanju odločitev in državljane 6

5.4. Oblikovanje trdnega okvira za financiranje 6

5.4.1. Spodbujanje zasebnih virov z boljšo razdelitvijo stroškov 6

5.4.2. Optimizacija spodbud iz javnih in zasebnih virov z zmanjševanjem tveganja za vlagatelje 6

6. Sklepi in prihodnji ukrepi 6

PRILOGA 6

1. Uvod 6

2. Gibanja povpraševanja po energiji in ponudbe energije 6

3. Prednostni koridorji za električno energijo, plin in nafto 6

3.1. Priprava električnega omrežja Evrope za leto 2020 6

3.1.1. Priobalno omrežje v severnih morjih 6

3.1.2. Medsebojne povezave v Jugozahodni Evropi 6

3.1.3. Povezave v srednji, vzhodni in jugovzhodni Evropi 6

3.1.4. Dokončanje načrta za medsebojno povezavo za baltski trg energije na področju električne energije 6

3.2. Diverzificirana oskrba s plinom za popolnoma povezano in prožno plinsko omrežje EU 6

3.2.1. Južni koridor 6

3.2.2. Medsebojne plinske povezave v vzhodni Evropi v smeri sever–jug 6

3.2.3. Dokončanje načrta za medsebojno povezavo za baltski trg energije na področju plina 6

3.2.4. Koridor Sever-Jug v Zahodni Evropi 6

3.3. Zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z nafto 6

3.4. Uvedba tehnologij pametnih omrežij 6

4. PRIRAVA DOLGOROČNEJŠIH OMREŽIJ 6

4.1. Evropske elektroenergetske avtoceste 6

4.2. Evropska infrastruktura za prevoz CO2 6

1. Uvod

Energetska infrastruktura Evrope je osrednji živčni sistem našega gospodarstva. Cilji energetske politike EU in gospodarski cilji strategije Evropa 2020 ne bodo dosegljivi brez velike spremembe pri načinu razvijanja evropske infrastrukture. Prenovitev našega energetskega sistema za nizkoogljično prihodnost ni le naloga za panogo energetike. Potrebne bodo tehnološke izboljšave, večja učinkovitost, odpornost na podnebne spremembe in nova prožnost. Te naloge nobena država članica ne more opraviti sama. Potrebna bosta evropska strategija in financiranje.

Energetska politika za Evropo, ki jo je sprejel Evropski svet marca 2007[1], vzpostavlja osrednje cilje energetske politike Unije, ki so konkurenčnost, vzdržnost in zanesljivost oskrbe . Notranji trg energije je treba v nadaljnjih letih dokončati in do leta 2020 morajo obnovljivi viri prispevati 20 % k naši končni porabi energije, emisije toplogrednih plinov morajo pasti za 20 %[2], prihranki pri porabi energije zaradi povečane energetske učinkovitosti pa morajo znašati 20 %. Medtem ko je mednarodno tekmovanje za svetovne vire vse večje, mora EU ob konkurenčnih cenah zagotoviti zanesljivost oskrbe za svojih 500 milijonov državljanov. Relativni pomen energetskih virov se bo spremenil. Pri fosilnih gorivih, zlasti pri plinu in nafti, bo EU postala celo bolj odvisna od uvoza. Pri električni energiji se bo povpraševanje bistveno povečalo.

Sporočilo Energija 2020 [3], sprejeto 10. novembra 2010, je pozvalo k veliki spremembi v načinu, kako načrtujemo, gradimo in upravljamo naše energetske infrastrukture in omrežja. Energetske infrastrukture so v ospredju vodilne pobude[4] „Evropa, ki vire izkorišča gospodarno“.

Primerna, integrirana in zanesljiva energetska omrežja so ključni predpogoj ne le za cilje energetske politike EU, ampak tudi za gospodarsko strategijo EU. Razvijanje naše energetske infrastrukture ne bo le omogočilo EU, da pripravi ustrezno delujoč notranji trg energije, ampak bo tudi povečalo zanesljivost oskrbe, omogočilo vključitev obnovljivih virov energije, povečalo energetsko učinkovitost in omogočilo potrošnikom, da bodo imeli korist od novih tehnologij in inteligentne uporabe energije.

EU plačuje ceno za svojo zastarelo in medsebojno slabo povezano energetsko infrastrukturo. V januarju 2009 je bilo odpravljanje težav zaradi prekinitev oskrbe s plinom v Vzhodni Evropi ovirano zaradi pomanjkanja možnosti povratnega toka in neprimernih infrastruktur za medsebojno povezovanje in shranjevanje. Hiter razvoj priobalne proizvodnje električne energije iz vetra v regijah ob Severnem in Baltskem morju je oviran zaradi nezadostnih povezav z omrežjem tako v priobalnem morju kot tudi na kopnem. Razvijanje velikega potenciala obnovljivih virov energije v Južni Evropi in Severni Afriki bo nemogoče brez dodatnih medsebojnih povezav znotraj EU in s sosednjimi državami. Tveganje in strošek motenj pri oskrbi in izgub energije se bosta zelo povečala, če EU ne bo izvedla nujnih investicij v inteligentna, učinkovita in konkurenčna energetska omrežja in če ne bo izkoristila svojih možnosti za izboljšanja energetske učinkovitosti.

V dolgoročnem smislu cilj EU, da zmanjša emisije ogljika z zmanjšanjem svojih emisij toplogrednih plinov do leta 2050 za 80–95 %, povečuje pomen teh vprašanj in potrebo po nadaljnjem razvoju, na primer pri infrastrukturi za shranjevanje velikih količin električne energije, polnjenje akumulatorjev električnih avtomobilov ter prevoz in skladiščenje CO2 in vodika. Infrastruktura, zgrajena v naslednjem desetletju, bo okrog leta 2050 večinoma še v uporabi. Zato je bistvenega pomena ohraniti v zavesti dolgoročnejši cilj . Leta 2011 namerava Komisija predstaviti celovit načrt za obdobje do leta 2050. Ta načrt bo predstavil scenarije energetskih mešanic, ki bodo opisovali načine doseganja dolgoročnega cilja Evrope za razogljičenje in njihov vpliv na odločitve energetske politike. To sporočilo opredeljuje načrt energetske infrastrukture, ki bo potrebna za doseganje naših energetskih ciljev za leto 2020. Načrti za leto 2050 za nizkoogljično gospodarstvo in energetiko bodo zagotovili dodatne informacije in vodili uresničevanje energetske infrastrukture EU, tako da bodo ponudili dolgoročno perspektivo.

Energetska infrastruktura, načrtovana danes, mora biti združljiva z dolgoročnejšimi odločitvami politike.

Za usklajevanje in optimiziranje razvoja omrežja na ravni celine je potrebna nova politika EU za energetsko infrastrukturo. Ta bo omogočila EU, da v celoti izkoristi integrirano evropsko omrežje, katerega pomen daleč presega pomen njegovih posameznih komponent. Evropska strategija za popolnoma integrirane energetske infrastrukture, ki temeljijo na inteligentnih in nizkoogljičnih tehnologijah, bo na podlagi ekonomije obsega zmanjšala stroške nizkoogljičnega prehoda za posamezne države članice. Vzajemno popolnoma povezan evropski trg bo tudi izboljšal zanesljivost oskrbe in pomagal stabilizirati cene za potrošnike, tako da bo zagotovil, da gresta električna energija in plin tja, kjer sta potrebna. Evropska omrežja, po potrebi tudi tista, ki vključujejo sosednje države, bodo prav tako povečevala konkurenčnost v enotnem energetskem trgu EU in vzpostavljala solidarnost med državami članicami. Predvsem bo integrirana evropska infrastruktura zagotavljala dostop do cenovno dostopnih energetskih virov za evropske državljane in podjetja To pa bo prispevalo tudi k doseganju političnega cilja strategije Evropa 2020, da se ohrani močna, diverzificirana in konkurenčna industrijska osnova v Evropi.

Dve posebni zadevi, ki ju je treba obravnavati, sta odobritev in financiranje projektov. Izdaja dovoljenj in čezmejno sodelovanje morata postati bolj učinkovita in pregledna, da bi ju javnost bolje sprejemala in da bi pospešili dobavo. Treba je najti finančne rešitve za zadovoljitev potreb po investicijah, ki bodo po ocenah za prihodnje desetletje znašale približno bilijon evrov, od tega bo polovica potrebna samo za energetska omrežja. Večina teh investicij v omrežja se bo morala financirati iz zakonsko določenih tarif in preobremenitvenih pristojbin. Vendar v okviru sedanjega zakonskega okvira vse potrebne investicije ne bodo izvedene ali pa ne bodo izvedene tako hitro, kot je potrebno, zlasti zaradi nekomercialnih pozitivnih zunanjih učinkov ali regionalne ali evropske dodane vrednosti nekaterih projektov, katerih neposredne koristi na nacionalni ali lokalni ravni so omejene. Recesija je še dodatno upočasnila investiranje v infrastrukturo.

Pobude za novo energetsko strategijo EU imajo polno podporo voditeljev držav in vlad Evrope. V marcu 2009 je Evropski svet[5] pozval k temeljiti reviziji okvira vseevropskih energetskih omrežij (TEN-E)[6], tako da bi bila prilagojena tako zgoraj navedenim izzivom kot tudi novim odgovornostim, ki jih Uniji nalaga člen 194 Lizbonske pogodbe.

To sporočilo opisuje načrt, katerega cilj je zagotoviti EU vizijo glede tega, kaj je potrebno napraviti za učinkovitost naših omrežij. Predstavlja novo metodo strateškega načrtovanja, ki načrtuje potrebne infrastrukture in na podlagi jasne in pregledne metodologije opredeljuje, katere od njih so evropskega interesa, ter daje zbirko orodij za zagotavljanje njihove pravočasne izvedbe, vključno z načini za pospešitev odobritve, izboljšanje dodeljevanja stroškov in usmerjanje financiranja za zagotavljanje učinka vzvoda pri zasebnem investiranju.

2. Infrastrukturni izzivi zahtevajo takojšnje ukrepanje

Izziv medsebojnega povezovanja in prilagajanja naše energetske infrastrukture novim potrebam je pomemben in nujne narave ter zadeva vse sektorje[7].

2.1. Omrežja električne energije in njeno shranjevanje

Električna omrežja je treba nadgraditi in posodobiti, da bodo prilagojena povečanemu povpraševanju , ki je posledica velikega premika v celotni verigi vrednosti energije in v sestavi mešanice energetskih virov, pa tudi večkratnega povečanja aplikacij in tehnologij, ki temeljijo na električni energiji kot energetskem viru (toplotne črpalke, električna vozila, vodikove in gorivne celice[8], informacijske in komunikacijske naprave itd.). Omrežja je tudi nujno treba razširiti in nadgraditi, da bodo podpirala integriranje trga in ohranjala sedanjo raven zanesljivosti sistema, zlasti pa, da bodo prenašala in uravnovešala električno energijo, proizvedeno iz obnovljivih virov , ki se bo v obdobju 2007–2020 po pričakovanjih več kot podvojila[9]. Pomemben delež proizvodnih zmogljivosti bo osredotočen na lokacijah, ki so bolj oddaljene od glavnih centrov proizvodnje ali shranjevanja. V letu 2020 bo do 12 % proizvodnje energije iz obnovljivih virov po pričakovanjih na priobalnih instalacijah, zlasti v severnih morjih. Pomembni deleži se bodo proizvajali tudi na kopnem v sončnih in vetrnih parkih v Južni Evropi ali instalacijah na biomaso v Srednji in Vzhodni Evropi, hkrati pa se bo po vsej celini povečeval delež decentralizirane proizvodnje. Prek dobro medsebojno povezanega in pametnega omrežja z velikimi zmogljivostmi shranjevanja je mogoče stroške uvajanja obnovljivih virov energije znižati, saj je možno največje učinkovitosti doseči na vseevropski ravni. Električna omrežja bodo morala ne le izpolniti te kratkoročne zahteve, ampak se tudi razvijati bolj temeljito, da bodo omogočala prehod na brezogljični sistem električne energije v obdobju do leta 2050, ki ga bodo podpirale nove tehnologije visokonapetostnega prenosa na dolge razdalje in shranjevanja električne energije , ki se lahko prilagodijo stalnemu povečevanju deleža obnovljivih virov energije, tako iz EU kot tudi iz ostalih držav.

Hkrati morajo omrežja postati tudi pametnejša. Doseganje ciljev EU za leto 2020 glede energetske učinkovitosti in obnovljivih virov energije ne bo možno brez več inovativnosti in inteligence v omrežjih na ravni tako prenosa kot distribucije, zlasti na podlagi informacijskih in komunikacijskih tehnologij. To bo bistvenega pomena pri uvajanju upravljanja povpraševanja in drugih storitev pametnih omrežij . Pametna električna omrežja bodo olajševala preglednost in omogočala potrošnikom, da upravljajo naprave v svojih domovih tako, da bodo varčevali z energijo, omogočali domačo proizvodnjo energije in zmanjševali stroške. Take tehnologije bodo tudi pomagale krepiti konkurenčnost in tehnološko vodstvo industrije EU po vsem svetu, tudi pri malih in srednje velikih podjetjih.

2.2. Omrežja naravnega plina in njegovo skladiščenje

Če bo oskrba z zemeljskim plinom zagotovljena, bo zemeljski plin še naprej imel ključno vlogo v energetski mešanici EU v prihodnjih desetletjih in pridobival na pomenu kot rezervno gorivo za variabilno proizvodnjo električne energije. Čeprav lahko dolgoročno nekonvencionalni viri in viri bioplina prispevajo k zmanjševanju odvisnosti EU od uvoza, pa izčrpavanje avtohtonih konvencionalnih virov zemeljskega plina srednjeročno zahteva dodatne diverzificirane uvoze . Plinska omrežja se srečujejo z dodatnimi zahtevami glede fleksibilnosti sistema, potrebo po dvosmernih cevovodih, povečanih skladiščnih zmogljivostih in prožni oskrbi, vključno z utekočinjenim (LNG– liquefied natural gas) in stisnjenim (CNG – compressed natural gas) zemeljskim plinom. Ob tem so trgi še vedno razdrobljeni in monopolistični, na njih pa so različne ovire za odprto in pošteno konkurenco. V Vzhodni Evropi prevladuje odvisnost od enega samega vira , ki jo še povečuje pomanjkanje infrastrukture. Že do leta 2020 sta potrebna diverzificiran portfelj fizičnih virov plina in dobavnih poti ter, kjer je primerno[10], vzajemno popolnoma povezano in dvosmerno omrežje za zemeljski plin znotraj EU. Ta razvoj bi moral biti tesno povezan s strategijo EU do tretjih držav, zlasti glede naših dobaviteljev in tranzitnih držav.

2.3 Območna ogrevalna in hladilna omrežja

Pri proizvodnji toplotne energije pogosto nastajajo izgube pri pretvorbi, hkrati pa se v ločenih sistemih v bližini za gretje ali hlajenje trošijo naravni viri. To je neučinkovito in tudi drago. Prav tako se naravni viri, kot sta na primer morska ali talna voda, redko uporabljajo za hlajenje, čeprav bi lahko na ta način veliko prihranili. Razvoj in modernizacijo območnih ogrevalnih in hladilnih omrežij bi zato bilo treba spodbujati kot prednostno nalogo v vseh večjih aglomeracijah, kjer je to mogoče upravičiti z lokalnimi oziroma regionalnimi razmerami, zlasti glede potreb po ogrevanju ali hlajenju, obstoječih ali načrtovanih infrastruktur, proizvodne mešanice itd. To bo obravnavano v „Načrtu energetske učinkovitosti“ in inovacijskem partnerstvu „Pametna mesta“, ki se bosta začela izvajati zgodaj leta 2011.

2.4. Zajem, prevoz in shranjevanje CO 2 (CCS)

Tehnologije CCS bi zelo zmanjšale emisije CO2, hkrati pa omogočale uporabo fosilnih goriv, ki bodo ostala pomemben vir proizvodnje električne energije v naslednjih desetletjih. Tehnologija ter tveganja in koristi, povezani z njo, se še preizkušajo s pilotnimi obrati, ki bodo priključeni na omrežje leta 2015. Tržna uvedba CCS v proizvodnji električne energije in v industrijskih aplikacijah se bo po pričakovanjih začela po letu 2020, po vsem svetu pa okrog leta 2030. Ker potencialne skladiščne lokacije za CO2 niso enakomerno razporejene po Evropi in ker imajo nekatere države članice zaradi svojih znatnih ravni emisij CO2 le omejene možnosti skladiščenja znotraj svojih državnih meja, bo morda treba zgraditi evropsko infrastrukturo cevovodov, ki bodo segali čez državne meje in v morsko okolje.

2.5. Infrastruktura za prenos in rafiniranje nafte in olefinov

Če se politike glede podnebja, prometa in energetske učinkovitosti ne spremenijo, bo leta 2030 nafta po pričakovanjih predstavljala 30 % primarne energije, pomemben delež prevoznih goriv pa bo verjetno še naprej temeljil na nafti. Zanesljivost oskrbe temelji na integriteti in prožnosti celotne dobavne verige , od surove nafte, ki se dobavlja rafinerijam, do končnega proizvoda, ki se distribuira potrošnikom. Hkrati bo tudi razvoj razmer v evropskem rafinerijskem sektorju določal prihodnjo obliko prenosne infrastrukture za surovo nafto in naftne derivate; navedeni sektor se trenutno srečuje s številnimi izzivi, kot je opisano v delovnem dokumentu služb Komisije, priloženem temu sporočilu.

2.6. Za večino investicij bo financiranje prišlo s trga, ovire pa ostajajo

Politični in zakonodajni ukrepi, ki jih je EU sprejela od leta 2009, so zagotovili močno in zdravo podlago za načrtovanje evropske infrastrukture. Tretji paket za notranji energetski trg [11] je postavil temelje za načrtovanje evropskega omrežja in investiranje vanj, tako da je za upravljavce prenosnega omrežja (TSOs – Transmission System Operators) uvedel zahtevo, da sodelujejo in pripravijo regionalne in evropske desetletne načrte razvoja omrežja (TYNDP – ten-year network development plans) za električno energijo in plin v okviru evropskega omrežja za TSO (ENTSO – European Network of TSOs), in tako da je določil pravila sodelovanja za nacionalne regulatorje za čezmejne investicije v okviru Agencije za sodelovanje energetskih regulatorjev (ACER – Agency for the Cooperation of Energy Regulators).

Tretji paket uvaja za regulatorje obveznost, da upoštevajo učinek svojih odločitev na notranji trg EU kot celoto. To pomeni, da ne bi smeli ovrednotiti investicij le na podlagi koristi v svojih državah članicah, ampak na podlagi koristi za celotno EU. Kljub temu ostaja določanje tarif nacionalno osredotočeno in ključne odločitve o projektih medsebojnega povezovanja infrastruktur se sprejemajo na nacionalni ravni. Nacionalni regulativni organi so si po tradiciji vedno prizadevali zlasti kar najbolj zmanjšati tarife, zato praviloma ne pripisujejo potrebne stopnje donosnosti projektom z večjo regionalno koristnostjo ali težavno čezmejno dodelitvijo stroškov, projektom, pri katerih se uporabljajo inovativne tehnologije, ali projektom, katerih namen je le zanesljivost oskrbe.

Poleg tega bo na podlagi razširjenega in okrepljenega sistema trgovanja z emisijami (ETS – Emission Trading System) obstajal poenoten evropski trg ogljika. Cene ogljika v sistemu trgovanja z emisijami že zdaj povzročajo, v prihodnosti pa bodo vedno bolj povzročale spremembe optimalne mešanice pri oskrbi z električno energijo in izbire lokacije v korist nizkoogljičnih oskrbovalnih virov.

Uredba o zanesljivosti oskrbe s plinom [12] bo okrepila zmogljivost EU, da se na krizne razmere odzove s povečano prožnostjo omrežja in skupnimi standardi za zanesljivost oskrbe ter dodatno opremo. Določa tudi jasne obveznosti za investiranje v omrežja.

Industrija, upravljavci prenosnega omrežja in regulatorji so navedli dolge in negotove postopke izdaje dovoljenj kot enega od glavnih razlogov za zamude pri izvajanju infrastrukturnih projektov, zlasti pri električni energiji[13]. Obdobje med začetkom načrtovanja in dokončnim začetkom obratovanja energetske linije je pogosto daljše od 10 let[14]. Čezmejni projekti se pogosto srečujejo z dodatnimi nasprotovanji, ker o njih pogosto obstaja mnenje, da so le „tranzitne linije“ brez lokalnih koristi. Na področju električne energije se predpostavlja, da bodo zamude, ki zato nastajajo, pri približno 50 % poslovno ustreznih projektov preprečile, da bi bili dokončani do leta 2020[15]. To bi resno oviralo gospodarstvo EU, da bi se spremenilo v gospodarnega z viri in nizkoogljičnega, ter ogrozilo njegovo konkurenčnost. V priobalnih območjih pomanjkanje usklajevanja, strateško načrtovanje in usklajevanje nacionalnih regulativnih okvirov pogosto upočasnjujejo proces in povečujejo tveganje poznejših nezdružljivosti z drugimi uporabami morja.

2.7. Potrebe po investiranju in vrzel pri financiranju

Od danes do leta 2020 bo treba v naš energetski sistem investirati približno bilijon evrov [16], da bi lahko uresničili cilje energetske politike in podnebne cilje. Približno polovica tega zneska bo potrebna za omrežja, tudi za tista za prenos električne energije in plina, shranjevanje energije in pametna omrežja.

Od te investicije je približno 200 milijard EUR potrebnih le za omrežja za prenos energije. Vendar bo trg do leta 2020 sprejel le približno 50 % potrebnih investicij za prenosna omrežja. Zato bo nastala vrzel približno 100 milijard EUR. Del te vrzeli povzročajo zaostanki pri pridobivanju potrebnih okoljskih in gradbenih dovoljenj, pa tudi težaven dostop do financiranja in pomanjkanje ustreznih instrumentov za zmanjševanje tveganj, zlasti za projekte s pozitivnimi zunanjimi učinki in širšo evropsko koristnostjo, vendar brez zadostne gospodarske utemeljitve[17]. Naša prizadevanja moramo osredotočiti tudi na nadaljnje razvijanje notranjega energetskega trga, ki je bistvenega pomena za krepitev investiranja zasebnega sektorja v energetsko infrastrukturo; slednje bo lahko prispevalo k zmanjševanju finančne vrzeli v naslednjih letih.

Stroški, ki bi nastali, če ne bi izvedli teh investicij ali jih ne bi izvedli v okviru usklajevanja, ki zajema celotno EU, bi bili veliki , kot kaže primer razvoja priobalne vetrne proizvodnje energije, pri kateri bi lahko bile nacionalne rešitve za 20 % dražje. Uresničitev vseh potrebnih investicij v prenosno infrastrukturo bi ustvarila dodatnih 775 000 delovnih mest v obdobju 2011–2020 in za 19 milijard EUR povečala naš BDP do leta 2020[18], v primerjavi z BDP, ki bi ga dosegli pri scenariju običajnega poslovanja. Poleg tega bodo take investicije pomagale promovirati širjenje tehnologij EU. Industrija EU, tudi mala in srednje velika podjetja, je ključni proizvajalec tehnologij za energetsko infrastrukturo. Nadgrajevanje energetske strukture EU daje priložnost za okrepitev konkurenčnosti in tehnološkega vodstva EU v svetovnem obsegu.

3. Načrt energetske infrastrukture: nova metoda strateškega načrtovanja

Zagotavljanje energetskih infrastruktur, ki jih bo Evropa potrebovala v naslednjih dveh desetletjih, bo zahtevalo popolnoma novo infrastrukturno politiko, ki bo temeljila na evropski perspektivi. To pomeni tudi spremembo sedanje prakse TEN-E z dolgimi, vnaprej določenimi in neprilagodljivimi projektnimi seznami. Komisija predlaga novo metodo, ki vsebuje naslednje korake:

- določitev načrta za energetsko infrastrukturo, usmerjenega k vzpostavitvi evropskega pametnega nadomrežja, ki bo medsebojno povezovalo omrežja na ravni celine;

- osredotočenje na omejeno število evropskih prednostnih nalog , ki jih je treba opraviti do leta 2020 za izpolnitev dolgoročnih ciljev in pri katerih je evropsko ukrepanje najbolj upravičeno;

- na podlagi skupno dogovorjene metodologije določitev konkretnih projektov , potrebnih za uresničitev teh prednostnih nalog – označenih kot projekti evropskega interesa – in sicer na prožen način in na temelju regionalnega sodelovanja, s čimer bi se odzvali na spreminjajoče se pogoje na trgu in tehnološki razvoj;

- podpiranje izvajanja projektov evropskega interesa z novimi orodji , kot so izboljšano regionalno sodelovanje, postopki izdaje dovoljenj, boljše metode in obveščanje za odločevalce in državljane ter inovativni finančni instrumenti.

4. Evropske prednostne naloge glede infrastrukture za leto 2020 in pozneje

Komisija predlaga naslednje kratkoročne in dolgoročnejše prednostne naloge, s katerimi bi lahko našo energetsko infrastrukturo napravili primerno za 21. stoletje.

4.1. Prednostni koridorji za električno energijo, plin in nafto

4.1.1. Pripraviti električno omrežje Evrope za leto 2020

Prvi desetletni načrt za razvoj omrežja (TYNDP – 10-year network development plan)[19] je trdna podlaga za opredeljevanje prednostnih nalog v sektorju elektroenergetske infrastrukture. Vendar načrt ne upošteva v celoti investicij v infrastrukturo, ki jih sprožajo pomembne nove priobalne zmogljivosti proizvodnje energije, zlasti veter v severnih morjih[20], in ne zagotavlja pravočasne izvedbe, zlasti za čezmejne medsebojne povezave. Za zagotovitev pravočasne vključitve proizvodnih zmogljivosti za energijo iz obnovljivih virov v Severni in Južni Evropi in nadaljnjo integracijo trga predlaga Evropska komisija, da se pozornost osredotoči na naslednje prednostne koridorje, ki bodo zagotovili ustreznost elektroenergetskih omrežij Evrope za leto 2020:

1. Priobalno omrežje v severnih morjih in povezava s Severno in Srednjo Evropo – integrirati in povezati zmogljivosti proizvodnje energije v severnih morjih[21] s središči potrošnje v Severni in Srednji Evropi in zmogljivostmi shranjevanja vodne energije v alpskem območju in v nordijskih državah.

2. Medsebojne povezave v jugozahodni Evropi , zadostne za prenos vetrne, vodne in sončne energije, zlasti med iberskim polotokom in Francijo ter za povezavo naprej s Srednjo Evropo, tako da bi se kar najbolj izkoristili severnoafriški obnovljivi viri energije in obstoječa infrastruktura med Severno Afriko in Evropo.

3. Povezave v Srednji, Vzhodni in Jugovzhodni Evropi – krepitev regionalnega omrežja v smereh pretoka energije sever–jug in vzhod–zahod, da bi se podprla integracija trga in obnovljivih virov energije, vključno s povezavami z zmogljivostmi shranjevanja energije in vključitvijo energetskih otokov.

4. Dokončanje „načrta za medsebojno povezavo za baltski trg energije“ (BEMIP – Baltic Energy Market Interconnection Plan) – vključitev baltskih držav v evropski trg prek krepitve njihovih notranjih omrežij in krepitve povezave s Finsko, Švedsko in Poljsko ter prek krepitve poljskega notranjega omrežja in povezav na vzhod in zahod.

4.1.2. Diverzificirana oskrba s plinom za popolnoma povezano in prožno plinsko omrežje EU

Cilj tega prednostnega področja je zgraditi infrastrukturo, potrebno, da se kjer koli v EU omogoči nakup in prodaja plina iz katerega koli vira, ne glede na državne meje. To bi zagotovilo tudi zanesljivost povpraševanja, saj bi zagotovilo več izbire in večji trg, na katerem bi proizvajalci plina prodajali svoje proizvode. Nekaj pozitivnih primerov v državah članicah kaže, da je diverzifikacija ključnega pomena za povečanje konkurenčnosti in zanesljivosti oskrbe . Medtem ko je na ravni EU oskrba diverzificirana na podlagi obstoja treh koridorjev – severnega koridorja iz Norveške, vzhodnega koridorja iz Rusije, sredozemskega koridorja iz Afrike – in utekočinjenega zemeljskega plina (LNG), pa v nekaterih regijah še vedno prevladuje odvisnost od enega samega oskrbovalnega vira. Vsaka evropska regija bi morala vzpostaviti infrastrukturo, ki bi omogočala fizični dostop do najmanj dveh različnih virov . Hkrati izravnalna vloga plina pri variabilni proizvodnji električne energije in infrastrukturni standardi, ki jih je uvedla Uredba o zanesljivosti oskrbe s plinom, nalagajo dodatne zahteve glede prožnosti in povečujejo potrebo po dvosmernih cevovodih, povečanih zmogljivostih shranjevanja in prožni oskrbi, na primer na podlagi utekočinjenega ali stisnjenega zemeljskega plina. Za dosego teh ciljev so bili opredeljeni naslednji prednostni koridorji:

1. Južni koridor za dodatno diverzificiranje virov na ravni EU in za dovajanje plina iz kaspijskega bazena, Osrednje Azije in Srednjega Vzhoda v EU.

2. Povezava Baltskega, Črnega, Jadranskega in Egejskega morja zlasti prek:

- izvedbe BEMIP in

- koridorja sever-jug v Srednji, Vzhodni in Jugovzhodni Evropi.

3. Koridor sever-jug v Zahodni Evropi za odstranitev notranjih ozkih grl in povečanje kratkoročne dobavljivosti, s čimer bi se popolnoma izkoristila možna alternativna zunanja dobava, tudi tista iz Afrike, ter optimiziranje obstoječe infrastrukture, zlasti obstoječih obratov za utekočinjeni zemeljski plin in zmogljivosti shranjevanja.

4.1.3. Zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z nafto

Cilj te prednostne naloge je zagotoviti neprekinjeno oskrbo s surovo nafto za celinske države EU v Srednji in Vzhodni Evropi, ki so trenutno odvisne od omejenih oskrbovalnih poti, v primeru trajnih motenj oskrbe na konvencionalnih oskrbovalnih poteh. Diverzifikacija oskrbe z nafto in medsebojno povezana omrežja naftovodov bi tudi prispevali k temu, da se ne bi še naprej povečeval ladijski prevoz nafte in da bi se tako zmanjševala okoljska tveganja v še posebej občutljivih in prometnih območjih v Baltskem morju in turških ožinah. To je mogoče v veliki meri doseči znotraj obstoječe infrastrukture, s povečanjem interoperabilnosti omrežja cevovodov v Srednji in Vzhodni Evropi, tako da se medsebojno povežejo različni sistemi in odstranijo ozka grla zmogljivosti in/ali omogočijo povratni tokovi.

4.1.4. Uvedba tehnologij pametnih omrežij

Cilj te prednostne naloge je zagotoviti potrebni okvir in začetne spodbude za hitre investicije v novo infrastrukturo „inteligentnih“ omrežij za podporo i) konkurenčnega maloprodajnega trga, ii) dobro delujočega trga energetskih storitev, ki omogoča resnično izbiro glede varčevanja z energijo in energetske učinkovitosti, iii) vključitve proizvodnje energije iz obnovljivih virov in distribuirane proizvodnje energije ter iv) prilagajanja novim vrstam povpraševanja, na primer povezanega z električnimi vozili.

Komisija bo tudi ocenila potrebo po nadaljnji zakonodaji , ki bi podprla uvajanje pametnih omrežij. Zlasti spodbujanje investiranja v pametna omrežja in pametne števce bo zahtevalo temeljito oceno glede tega, kateri vidiki pametnih omrežij in pametnih števcev morajo biti regulirani oziroma standardizirani in kaj je mogoče prepustiti trgu. Komisija bo tudi proučila nadaljnje ukrepe za zagotovitev, da pametna omrežja in števci prinesejo želene koristi za potrošnike, proizvajalce, operatorje in glede energetske učinkovitosti. Rezultati tega ocenjevanja in morebitni nadaljnji ukrepi bodo objavljeni med letom 2011.

Poleg tega bo Komisija vzpostavila platformo za transparentnost in obveščanje v zvezi s pametnimi omrežji , da bi omogočila razširjanje najnovejših izkušenj in dobrih praks v zvezi z uvajanjem po vsej Evropi, ustvarjala sinergije med različnimi pristopi in olajšala razvijanje ustreznega regulativnega okvira. Pravočasna uvedba tehničnih standardov in ustrezne zaščite podatkov bosta ključna v tem procesu. V ta namen je treba v okviru načrta SET povečati poudarek na tehnologijah pametnih omrežij.

4.2. Priprava dolgoročnejših omrežij

V okviru dolgoročnejše perspektive, ki bo predstavljena v načrtu za obdobje do leta 2050, mora EU že danes začeti z razvijanjem, načrtovanjem in gradnjo energetskih omrežij prihodnosti, ki bodo potrebna, da bo lahko EU še dodatno zmanjšala svoje emisije toplogrednih plinov. Na voljo je le omejeno okno priložnosti . Le z usklajenim pristopom k optimizirani evropski infrastrukturi je dolgoročneje mogoče preprečiti drage pristope na ravni držav članic ali projektni ravni in neoptimalne rešitve.

4.2.1. Evropske elektroenergetske avtoceste

„ Elektroenergetske avtoceste “ prihodnosti morajo biti zmožne: i) prevzeti vse večji presežek vetrne proizvodnje energije v severnih morjih in Baltskem morju in okrog njih ter rastočo proizvodnjo iz obnovljivih virov v Vzhodni in Južni Evropi in tudi Severni Afriki; ii) povezati ta nova središča proizvodnje z velikimi zmogljivostmi shranjevanja v nordijskih državah in v Alpah in z velikimi središči potrošnje v Srednji Evropi ter iii) obvladovati povpraševanje po električni energiji in ponudbo električne energije, ki sta vse bolj prožna in decentralizirana[22].

Evropska komisija zato predlaga, da se takoj začne delo za vzpostavitev modularnega razvojnega načrta , ki bi omogočil začetek obratovanja prvih elektroenergetskih avtocest do leta 2020. Načrt bi tudi pripravil njihovo širitev, z namenom olajšati razvoj zmogljivosti velikega obsega za proizvodnjo energije iz obnovljivih virov, vključno s tistimi izven meja EU, in glede na možnost razvoja tehnologij nove generacije, kot so tiste za energijo valov, vetra in plimovanja. Najbolje bi bilo, da bi se to delo izvajalo v okviru foruma Florence Forum in da bi ga organizirala Evropska komisija in ENTSO-E, temeljilo pa bi na pobudi za evropska elektroenergetska omrežja (EEGI – European Electricity Grid Initiative) iz načrta SET in evropski industrijski pobudi za vetrno energijo (European Industrial Wind Initiative).

4.2.2. Evropska infrastruktura za prenos CO 2

To prednostno področje vključuje proučitev tehničnih in praktičnih modalitet prihodnje infrastrukture za prenos CO 2 in sklenitev dogovora o njih . Nadaljnje raziskave, ki jih bo koordinirala evropska industrijska pobuda za zajem in shranjevanje ogljika, sprožena v okviru načrta SET, bodo omogočile pravočasen začetek načrtovanja in razvoja infrastrukture na evropski ravni, v skladu s predvideno tržno uvedbo tehnologije po letu 2020. Podpiralo se bo tudi regionalno sodelovanje , z namenom spodbujati razvoj žariščnih točk za prihodnjo evropsko infrastrukturo.

4.3. Od prednostnih nalog do projektov

Prej navedene prednostne naloge bi morale biti prenesene v konkretne projekte in voditi k vzpostavitvi postopnega programa . Prvi seznami projektov bi morali biti pripravljeni v letu 2012, nakar bi se posodabljali vsaki dve leti, tako da bi prispevali k rednemu posodabljanju desetletnih načrtov razvoja omrežja.

Projekti bi morali biti opredeljeni in razvrščeni glede na dogovorjena in pregledna merila , kar bi omogočilo omejitev števila projektov. Komisija predlaga, da bi delo temeljilo na naslednjih merilih, o katerih bi se bilo treba podrobneje dogovoriti in skleniti dogovor z vsemi zadevnimi nosilci interesov, zlasti z ACER:

- električna energija: prispevek k zanesljivosti oskrbe z električno energijo; zmogljivost, da se poveže proizvodnja iz obnovljivih virov in da se energija prenese do glavnih središč potrošnje/shranjevanja; povečanje integracije in konkurenčnosti trga; prispevek k energetski učinkovitosti in pametni uporabi električne energije.

- plin : diverzifikacija, predvsem diverzifikacija virov, diverzifikacija dobavnih partnerjev in diverzifikacija prenosnih poti; povečanje konkurence prek povečanja ravni medsebojnih povezav, povečanje integracije trga in zmanjšanje koncentracije trga.

Opredeljeni projekti bi se pregledali na ravni EU, da se zagotovi usklajenost med prednostnimi nalogami in regijami , in razvrstili po nujnosti glede na njihov prispevek k doseganju prednostnih nalog in ciljev Pogodbe. Projekti, ki izpolnjujejo merila, bi dobili oznako „ projekti evropskega interesa “. Ta oznaka bi bila podlaga za nadaljnje ocenjevanje[23] in proučevanje v okviru ukrepov, opisanih v naslednjih nadaljevanjih. Ta oznaka bi zadevnim projektom zagotavljala politično prednost.

5. ZBIRKA ORODIJ ZA POSPEšITEV IZVAJANJA

5.1. Regionalne skupine

Regionalno sodelovanje, kot je bilo razvito za načrt medsebojnega povezovanja za baltski trg energije (BEIMP) ali pobudo severnomorskih držav za priobalno omrežje (NSCOGI), je bilo bistveno pri sklepanju sporazuma o regionalnih prednostnih nalogah in njihovem izvajanju. Obvezno regionalno sodelovanje, vzpostavljeno na podlagi notranjega energetskega trga, bo pomagalo pospešiti integracijo trga, regionalni pristop pa je bil koristen za prvi 10-letni razvojni načrt omrežij za električno energijo.

Komisija meni, da bi bile take namenske regionalne platforme uporabne za lajšanje načrtovanja, izvajanja in spremljanja ugotovljenih prednostnih nalog ter sestavo investicijskih načrtov in konkretnih projektov. Vlogo obstoječih regionalnih pobud , opredeljenih v okviru notranjega energetskega trga, bi bilo treba, če je primerno, okrepiti z nalogami v zvezi z načrtovanjem infrastrukture, po potrebi pa pripraviti tudi regionalne strukture ad hoc . V tej zvezi se lahko strategije EU za tako imenovane makroregije (kot sta Baltsko morje ali Podonavje) uporabijo kot platforme za sodelovanje pri dogovarjanju o nadnacionalnih projektih v različnih sektorjih.

V tej zvezi namerava Komisija zato, da bi v kratkem času spodbudila novo metodo za regionalno načrtovanje, ustanoviti skupino na visoki ravni na podlagi sodelovanja držav v srednji in vzhodni Evropi, npr. v Višegrajski skupini[24], katere mandat bi bil v letu 2011 izdelati program ukrepov za povezave sistemov za prenos plina in nafte ter električne energije med severom in jugom ter vzhodom in zahodom.

5.2. Hitrejši in preglednejši postopki izdajanja dovoljenj

Marca 2007 je Evropski svet pozval Komisijo, naj „predloži predloge za racionalizacijo odobritvenih postopkov“ v odgovor na pogoste pozive industrije, naj se sprejmejo ukrepi EU, ki bodo olajšali postopke izdajanja dovoljenj.

V odgovor na to potrebo bo Komisija v skladu z načelom subsidiarnosti predlagala uvedbo ukrepov za izdajanje dovoljenj, ki se bodo uporabljali za projekte „evropskega interesa“ za poenostavitev, boljše usklajevanje in izboljšanje sedanjega procesa, hkrati pa bodo upoštevali varnostne standarde in zagotavljali popolno skladnost z okoljsko zakonodajo EU[25]. Poenostavljeni in izboljšani postopki bi morali zagotoviti pravočasno izvajanje opredeljenih infrastrukturnih projektov, brez njih EU ne bo izpolnila svojih energetskih in podnebnih ciljev. Zagotoviti morajo tudi preglednost za vse udeležene zainteresirane strani in poenostaviti udeležbo javnosti v postopku sprejemanja odločitev z zagotovitvijo odprtih in preglednih razprav na lokalni, regionalni in nacionalni ravni, da se okrepi zaupanje javnosti in sprejemanje instalacij.

Izboljšan postopek sprejemanja odločitev bi lahko dosegli z naslednjimi ukrepi:

1. Ustanovitev organa za stike („ točka vse na enem mestu “) za vsak projekt v evropskem interesu, ki bi bil edini vmesnik med avtorji projekta in udeleženimi pristojnimi organi na nacionalni, regionalni in/ali lokalni ravni, ne glede na njihove pristojnosti. Ta organ bi bil pristojen za usklajevanje celotnega procesa izdajanja dovoljenj za dani projekt ter za razširjanje potrebnih informacij o upravnih postopkih in o postopku odločanja zainteresiranim stranem. V tem okviru bi imele države članice polno pristojnost za dodeljevanje pooblastil za odločanje različnim delom uprave in vladnim ravnem. Za čezmejne projekte bi bilo treba raziskati možnost usklajenih ali skupnih postopkov[26], da bi izboljšali pripravo projektov in pospešili njihovo končno odobritev.

2. Preučitev možnosti uvedbe časovnega roka za končno pozitivno ali negativno odločitev, ki jo mora sprejeti pristojni organ. Glede na to, da se zamude pogosto dogajajo zaradi slabe upravne prakse, bi bilo treba zagotoviti, da se vsi potrebni koraki v procesu končajo v določenem roku, hkrati pa se v celoti upoštevajo veljavni pravni režimi držav članic in zakonodaja EU. Predlagani časovni razpored bi moral zagotoviti zgodnje in učinkovito vključevanje javnosti v proces odločanja, pravice državljanov do pritožb zoper odločitve organov oblasti pa bi morale biti pojasnjene in okrepljene, hkrati pa jasno vključene v skupni časovni okvir. Poleg tega se bo raziskalo, ali bi, če po izteku opredeljenega roka odločitev še ni sprejeta, lahko dodelili posebna pooblastila za sprejetje končne pozitivne ali negativne odločitve v nanovo opredeljenem roku organu, ki ga imenujejo zadevne države članice.

3. Razvoj smernic za povečanje preglednosti in predvidljivosti postopka za vse udeležene strani (ministrstva, lokalni in regionalni organi, avtorji projekta in prizadeti prebivalci). Njihov namen bi bil izboljšati komunikacijo z državljani, da bi zagotovili pravilno razumevanje okoljskih stroškov in koristi, stroškov in koristi varnosti preskrbe ter socialnih in gospodarskih stroškov in koristi projekta, ter vključevati vse zainteresirane strani v pregledni in odprti razpravi v zgodnji fazi procesa. Vključili bi lahko minimalne zahteve v zvezi z odškodnino za prizadete prebivalce. Natančneje, za čezmejne energetske objekte na morju bi morali uporabljati pomorsko prostorsko načrtovanje, da bi zagotovili neposreden, dosleden in bolj informiran proces načrtovanja.

4. Za izboljšanje pogojev za pravočasno izgradnjo potrebne infrastrukture bi bilo treba raziskati možnosti nagrad in spodbud, vključno finančnih, tistim regijam ali državam članicam, ki omogočajo pravočasno izdajanje dovoljenj za projekte v evropskem interesu. Obravnavali bi lahko tudi druge mehanizme za skupne koristi, ki jih prinašajo najboljše izkušnje z obnovljivimi viri energije.[27]

5.3. Boljše metode in obveščanje za odgovorne pri sprejemanju odločitev in državljane

Za pomoč regijam in zainteresiranim stranem pri ugotavljanju in izvajanju projektov v evropskem interesu bo Komisija razvila namensko orodje za podporo politiki in projektom , ki bo spremljalo dejavnosti načrtovanja infrastrukture in razvoja projektov na ravni EU ali regionalni ravni. Tako orodje bi med drugim omogočilo pripravo modeliranja in napovedovanja na celotnem energetskem sistemu ter na plinskem in električnem področju skupaj ter skupne metode za oceno projektov[28], primerne za prikazovanje kratkoročnih in dolgoročnih izzivov, ki bi pokrivali zlasti upoštevanje podnebnih vidikov, za lažjo prednostno razvrstitev projektov. Komisija bo tudi spodbujala države članice k boljšemu usklajevanju obstoječih postopkov EU za okoljske ocenitve že v začetnih fazah. Razvita bodo tudi orodja, ki bodo širši javnosti bolje razlagala koristi nekega projekta in jih povezala s procesom. Ta orodja bi moralo dopolnjevati obveščanje o koristih razvoja infrastrukture in pametnih omrežij za potrošnike in državljane, z vidika zanesljivosti oskrbe, razogljičenja energetskega sektorja in energijske učinkovitosti.

5.4. Oblikovanje trdnega okvira za financiranje

Čeprav se razrešijo vse težave v zvezi z izdajo dovoljenj, bo do leta 2020 verjetno ostala investicijska vrzel okoli 60 milijard EUR , predvsem zaradi nekomercialnih pozitivnih zunanjih učinkov projektov regionalnega ali evropskega interesa ter tveganj zaradi novih tehnologij. Zapolnitev te vrzeli je velik izziv, vendar je to nujen pogoj, če naj se infrastrukturne prednostne naloge zgradijo pravočasno. Zato je za spodbuditev razvoja infrastrukture in usklajenih ukrepov EU potrebna nadaljnja notranja integracija energetskega trga, ki bo olajšala naložbene omejitve in zmanjšala projektna tveganja.

Komisija predlaga delo na dveh področjih: nadaljnja izboljšava pravil o dodelitvi stroškov ter optimizacija spodbud Evropske unije za javno in zasebno financiranje.

5.4.1. Spodbujanje zasebnih virov z boljšo razdelitvijo stroškov

Elektroenergetska in plinska infrastruktura v Evropi sta regulirana sektorja, katerih poslovni model temelji na reguliranih tarifah, ki jih plačujejo uporabniki, kar omogoča povračilo stroškov za investicije („ načelo uporabnik plača “). To bi moralo ostati glavno načelo tudi v prihodnje.

Tretji paket zahteva, naj regulatorji upravljavcem omrežij zagotovijo primerne kratkoročne in dolgoročne tarifne spodbude za povečanje učinkovitosti, spodbujanje integracije trga ter zanesljivosti oskrbe, in podporo s tem povezanih raziskovalnih dejavnosti[29]. Čeprav bi lahko to novo pravilo zajelo nekatere inovativne vidike novih infrastrukturnih projektov, ni pripravljeno za spopadanje z večjimi tehnološkimi spremembami, zlasti v elektroenergetskem sektorju s priobalnimi in pametnimi omrežji.

Poleg tega ostaja določanje tarif nacionalna zadeva in zato ne spodbuja vedno izvajanja prednostnih nalog na evropski ravni. Regulativa bi morala priznavati, da je včasih za upravljavca prenosnih omrežij najučinkovitejši pristop za reševanje potreb potrošnikov vlaganje v omrežje zunaj njegovega ozemlja. Vzpostavitev takih načel za čezmejno dodelitev stroškov je ključnega pomena za popolno integracijo evropskih energetskih omrežij.

V odsotnosti dogovorjenih načel na evropski ravni bo to težko izvedljivo, zlasti zato, ker je potrebna dolgoročna skladnost. Komisija namerava leta 2011 predstaviti smernice ali zakonodajni predlog za obravnavo dodeljevanja stroškov večjih tehnološko zapletenih ali čezmejnih projektov prek tarif in investicijskih pravil.

Regulativni organi se morajo dogovoriti o skupnih načelih v zvezi z dodeljevanjem stroškov naložb v medsebojno povezovanje in s tem povezanimi tarifami. Pri električni energiji bi bilo treba proučiti potrebo po razvoju dolgoročnih terminskih trgov za čezmejne prenosne zmogljivosti, v sektorju plina pa bi lahko stroške naložb dodelili nacionalnim upravljavcem prenosnega omrežja v sosednjih državah za običajne (na podlagi tržnega povpraševanja) naložbe in tiste, ki so utemeljene z zanesljivostjo oskrbe.

5.4.2. Optimizacija spodbud iz javnih in zasebnih virov z zmanjševanjem tveganja za vlagatelje

V pregledu proračuna je Komisija poudarila potrebo po maksimizaciji vpliva evropske finančne intervencije s katalitično vlogo pri mobilizaciji, združevanju in spodbujanju javnih in zasebnih finančnih sredstev za infrastrukture v evropskem interesu. Potrebno je maksimiziranje vračanja v družbo glede na skromna sredstva, olajševanje omejitev, s katerimi se srečujejo vlagatelji, zmanjševanje projektnih tveganj, zmanjševanje stroškov financiranja ter povečanje dostopa do kapitala. Predlaga se dvostranski pristop:

Prvič, Komisija bo še naprej krepila partnerstva EU z mednarodnimi finančnimi institucijami in gradila na obstoječih pobudah za skupno finančno in tehnično pomoč[30] . Komisija bo posvetila posebno pozornost razvoju sinergij s temi instrumenti in bo preučila možnosti prilagoditve konceptov nekaterih izmed njih sektorju energetske infrastrukture.

Drugič, brez poseganja v predlog Komisije za naslednji večletni finančni okvir po letu 2013, ki naj bi bil pripravljen junija 2011, in ob upoštevanju rezultatov Pregleda proračuna[31], namerava Komisija predlagati nov sklop orodij za vključevanje energetskih prednostnih nalog v različne programe. Ta orodja bi morala kombinirati obstoječe in inovativne finančne mehanizme, ki so različni, prožni in prirejeni za posebna finančna tveganja in potrebe, s katerimi se srečujejo projekti na različnih stopnjah razvoja . Poleg tradicionalnih oblik podpore (nepovratna sredstva, subvencionirane obrestne mere) se lahko predlagajo inovativne tržne rešitve v odgovor na pomanjkanje lastniškega kapitala in dolžniškega financiranja. Proučene bodo zlasti naslednje možnosti: udeležba v lastniškem kapitalu in podpora infrastrukturnim skladom, ciljno usmerjena sredstva za projektne obveznice, preskusna možnost za napredni mehanizem plačevanja zmogljivosti v omrežju, možnosti delitve tveganja (zlasti za nova tehnološka tveganja) ter garancije za posojila za javno-zasebna partnerstva. Posebna pozornost bo posvečena spodbujanju naložb v projekte, ki prispevajo k doseganju ciljev za leto 2020 ali segajo prek meja EU, v projekte, ki omogočajo razvijanje novih tehnologij, kot so pametna omrežja, in v druge projekte, kjer koristi za celotno EU ni mogoče doseči samo na trgu.

6. Sklepi in prihodnji ukrepi

Omejitve za javne in zasebne možnosti financiranja v prihodnjih letih ne bi smele biti izgovor za prelaganje gradnje že določene infrastrukture in izvedbo ustreznih naložb. Današnje naložbe so dejansko potreben pogoj za prihodnje prihranke, s tem se zmanjšujejo skupni stroški doseganja političnih ciljev.

Na podlagi stališč, ki so jih o tem načrtu izrazile institucije in zainteresirane strani, namerava Komisija leta 2011 kot del svojih predlogov za naslednji večletni finančni okvir pripraviti ustrezne pobude. Te pobude bodo zadevale tudi regulativne in finančne vidike iz Sporočila, zlasti prek instrumenta za varnost preskrbe z energijo in energetsko infrastrukturo ter vključevanja energetskih prednostnih nalog v različne programe.

PRILOGA

Predlagane prednostne naloge glede energetske infrastrukture za leto 2020 in pozneje

1. Uvod

V tej prilogi so navedeni tehnični podatki o prednostnih nalogah za evropske infrastrukture, navedenih v poglavju 4 Sporočila, o napredovanju njihovega izvajanja ter naslednjih potrebnih korakih. Izbrane prednostne naloge so posledica večjih sprememb in izzivov, s katerimi se bo srečeval energetski sektor v prihodnjih desetletjih, ne glede na negotovosti glede ponudbe nekaterih virov energije in povpraševanja po njih.

V oddelku 2 so opisana pričakovana gibanja povpraševanja in ponudbe za vsak energetski sektor iz tega sporočila. Scenariji temeljijo na dokumentu „Gibanja na področju energije do leta 2030 – posodobitev leta 2009“[32], ki temelji na okviru za modeliranje PRIMES, upoštevajo pa tudi delo na področju možnih scenarijev, ki so ga opravile druge zainteresirane strani. Medtem ko je referenčni scenarij PRIMES za leto 2020 utemeljen na sklopu dogovorjenih politik EU, zlasti na dveh pravno zavezujočih ciljih (20-odstotni delež obnovljivih virov energije v skupni porabi energije in 20-odstotno zmanjšanje emisij toplogrednih plinov v primerjavi z letom 1990 do leta 2020), osnovni scenarij PRIMES temelji samo na nadaljevanju politik, ki se že izvajajo, pri katerih ti cilji niso doseženi. PRIMES predvideva, da med letoma 2020 in 2030 ne bodo sprejeti novi politični ukrepi. Ta gibanja omogočajo ugotavljanje glavnih trendov, ki bodo usmerjali razvoj infrastrukture v prihodnjih desetletjih[33].

V oddelkih 3 in 4 so prednostne naloge na področju infrastrukture (Zemljevid 1), ki so navedene v Sporočilu, predstavljene glede na razmere ter izzive, s katerimi se srečujejo v vsakem posameznem primeru, in, če je primerno, z navedbo tehnične razlage priporočil iz Sporočila. Razume se, da se predstavitve prednostnih nalog razlikujejo glede na:

- naravo in stopnjo izdelanosti: nekatere prednostne naloge zadevajo zelo specifične infrastrukturne projekte, ki lahko imajo zelo podrobno izdelane projekte in so zelo razviti. Drugi pokrivajo širše in pogosto tudi novejše koncepte, ki bodo potrebovali precej dodatnega dela, preden bodo lahko postali konkretni projekti,

- področje uporabe: večina prednostnih nalog je osredotočena na določeno geografsko območje, pri čemer tako elektroenergetske avtoceste kot tudi omrežja za CO2 potencialno pokrivajo večino ali pa vse države članice EU. Pametna omrežja so pa tematska prednostna naloga na celotnem ozemlju EU,

- stopnja vključevanja, predlagana v priporočilih: glede na naravo in izdelanost prednostnih nalog so poročila osredotočena na konkreten razvoj ali zadevajo širši krog vprašanj, vključno z vidiki regionalnega sodelovanja, načrtovanje in ureditev, standardizacijo, zasnovo trga oziroma raziskave in razvoj trga.

[pic]

Zemljevid 1: Prednostni koridorji za električno energijo, plin in nafto

2. GIBANJA POVPRAšEVANJA PO ENERGIJI IN PONUDBE ENERGIJE

Zadnja posodobitev dokumenta „Gibanja na področju energije do leta 2030 – posodobitev leta 2009“[34] na podlagi okvira za modeliranje PRIMES predvideva šibkejšo rast porabe primarne energije od danes do leta 2030 v skladu s tako imenovanim osnovnim scenarijem (slika 1), medtem ko naj bi rast v skladu z referenčnim scenarijem ostala v glavnem stabilna[35] (slika 2). Opozoriti je treba, da te napovedi ne vključujejo politik za energijsko učinkovitost, ki naj bi se izvajale od leta 2010 naprej, mogočega povečanja cilja za zmanjšanje emisij na –30% do leta 2020[36] ali dodatnih prometnih politik poleg urejanja emisij CO2 in avtomobilskih emisij. Zato jih je treba obravnavati kot zgornje meje pričakovanega povpraševanja po energiji.

[pic] | [pic] |

Slika 1: Poraba primarne energije, razdeljena po gorivih (Mtoe), osnovni scenarij PRIMES | Slika 2: Poraba primarne energije, razdeljena po gorivih (Mtoe), referenčni scenarij PRIMES |

[pic]

Slika 3: Poraba fosilnih goriv v EU-27 glede na izvor v Mtoe (vključno z gorivi za oskrbo ladij),

referenčni scenarij PRIMES

Po teh scenarijih se delež premoga in nafte v skupni porabi energije od danes do leta 2030 zmanjšuje, povpraševanje po plinu pa ostaja v glavnem stabilno do leta 2030. Delež obnovljivih virov energije naj bi se precej povečal, tako delež porabe primarne energije in skupne porabe energije, prispevek jedrske energije pa naj bi ostal stabilen na okoli 14 % porabe primarne energije. Odvisnost EU od uvoženih fosilnih goriv bo še naprej visoka pri nafti in premogu, odvisnost od uvoženega plina pa se bo povečala, kot je prikazano na sliki 3.

Glede plina je odvisnost od uvoza že visoka in bo še naprej rasla, tako da bo do leta 2020 dosegla okoli 73–79 % porabe, do leta 2030 pa 81–89 %[37], zlasti zaradi zmanjševanja domačih virov. Na podlagi različnih scenarijev znašajo dodatne uvozne potrebe od 44 Mtoe do 148 Mtoe do 2020 in od 61 do 221 Mtoe do 2030 (v primerjavi z letom 2005).

Večja prožnost bo potrebna zaradi naraščanja vloge plina kot primarnega rezervnega goriva za variabilno proizvodnjo električne energije. To pomeni prožnejšo uporabo sistemov plinovodov, potrebo po dodatnih skladiščnih zmogljivostih, tako glede delovnih volumnov kot tudi glede zmogljivosti odjema in vbrizga plina, ter potrebo po prožni oskrbi, na primer na podlagi utekočinjenega ali stisnjenega zemeljskega plina.

Nedavno sprejeta uredba o zanesljivosti oskrbe zahteva vlaganje v infrastrukture za povečanje odpornosti in trdnosti plinovodov ob motnjah v oskrbi. Države članice bi morale izpolnjevati dva infrastrukturna standarda: N-1 in povratni tok. N-1 opisuje zmožnost tehnične zmogljivosti plinske infrastrukture za zadovoljevanje skupnega povpraševanja po plinu ob motnji ene same največje infrastrukture za oskrbo s plinom, na dan, ko je povpraševanje po plinu izjemno visoko, za kar je statistična verjetnost, da se zgodi enkrat v dvajsetih letih. N-1 se lahko izpolnjuje na nacionalni ali regionalni ravni in država članica lahko uporabi tudi ukrepe na strani proizvodnje in povpraševanja. Uredba zahteva tudi stalno fizično dvosmerno zmogljivost na vseh čezmejnih medsebojnih povezavah med državami članicami (razen pri povezavah s proizvodnjo ali distribucijo utekočinjenega zemeljskega plina).

Trenutno pet držav ne izpolnjuje merila N-1 (Bolgarija, Slovenija, Litva, Irska in Finska), ob upoštevanju tekočih projektov na podlagi evropskega energetskega programa za oživitev (European Energy Programme for Recovery) in brez upoštevanja ukrepov na strani povpraševanja[38]. Kar zadeva naložbe v povratni tok, je bilo v skladu s študijo organizacije Gas Transmission Europe o povratnem toku (julija 2009) v Evropi 45 projektov opredeljenih kot nujnih za okrepitev povratnega toka v državah članicah in med njimi ter zagotovitev večje prožnosti pri prenosu plina tja, kjer je potreben. Glavni izziv je financiranje projektov za izpolnjevanje infrastrukturnih obveznosti, zlasti ko trg ne zahteva infrastrukture.

Pričakuje se, da se bo povpraševanje po nafti vzporedno razvijalo na dva različna načina: upočasnitev v državah EU-15 in nenehna rast v novih državah članicah, kjer se pričakuje, da bo povpraševanje med letoma 2010 in 2020 naraslo za 7,8 %.

Glavni izzivi za elektroenergetsko infrastrukturo so naraščanje povpraševanja in večanje deležev proizvodnje iz obnovljivih virov, poleg dodatnih potreb za integracijo trga in zanesljivost oskrbe. Bruto proizvodnja električne energije v EU-27 naj bi po napovedih referenčnega scenarija PRIMES narasla za vsaj 20 % z okoli 3362 TWh leta 2007 na 4073 TWh leta 2030 in po napovedih osnovnega scenarija PRIMES na 4192 TWh, tudi brez upoštevanja mogočih vplivov močnega razvoja elektromobilnosti. Pričakuje se, da bo v skladu z referenčnim scenarijem delež obnovljivih virov energije v bruto proizvodnji električne energije leta 2020 znašal okoli 33 %, od katerega naj bi bilo 16 % variabilnih virov (vetrna in sončna energija)[39].

Slika 4 kaže razvoj bruto proizvodnje električne energije po virih glede na referenčni scenarij PRIMES za obdobje 2010–2030:

[pic] | [pic] |

Slika 4: Bruto proizvodnja električne energije po posameznih virih v obdobju 2000–2030 v TWh (levo) in ustrezni deleži virov v % (desno), referenčni scenarij PRIMES |

Natančnejši podatki za obdobje do leta 2020 so v nacionalnih akcijskih načrtih za obnovljivo energijo, ki jih morajo države članice priglasiti Komisiji v skladu s členom 4 Direktive 2009/28/ES. Na podlagi prvih 23 nacionalnih akcijskih načrtov za obnovljivo energijo in večinoma v skladu z rezultati referenčnega scenarija PRIMES za leto 2020 bo v navedenem letu v 23 zajetih državah članicah okoli 460 GW zmogljivosti za proizvodnjo električne energije iz obnovljivih virov[40], medtem ko jih je danes samo okoli 244 GW[41]. Od tega bi bilo okoli 63 % iz variabilnih virov, npr. vetrna (200 GW, ali 43 %) in sončna energija (90 GW, od česar okoli 7 GW ali 20 % koncentrirana sončna energija) (Razpredelnica 1).

Vrsta obnovljivega vira energije | Nameščene zmogljivosti leta 2010 (GW) | Nameščene zmogljivosti leta 2020 (GW) | Delež leta 2020 (%) | Sprememba 2010–2020 (%) |

hidroenergija | 116.9 | 134.2 | 29% | 15% |

vetrna energija | 82,6 | 201 | 43 % | 143 % |

sončna energija | 25,8 | 90 | 19 % | 249 % |

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

drugo | 1 | 3,6 | 1 % | 260 % |

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

Razpredelnica 1: Pričakovani razvoj nameščenih zmogljivosti za proizvodnjo električne energije iz obnovljivih virov v GW, 2010–2020

Obnovljivi viri energije v 23 državah članicah naj bi po napovedih znašali okoli 1150 TWh proizvedene energije, od tega naj bi je bilo okoli 50% iz obnovljivih virov (Razpredelnica 2).

Vrsta obnovljivega vira energije | Proizvodnja leta 2010 (TWh) | Proizvodnja leta 2020 (TWh) | Delež leta 2020 (%) | Sprememba 2010–2020 (%) |

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

vetrna energija | 160,2 | 465,8 | 40 % | 191 % |

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

sončna energija | 21 | 102 | 9 % | 386 % |

drugo | 6,5 | 16,4 | 1 % | 152 % |

SKUPAJ | 632,9 | 1151,9 | 100 % | 82 % |

Razpredelnica 2: Pričakovani razvoj proizvodnje električne energije iz obnovljivih virov v GW, 2010–2020

Večji del rasti zmogljivosti za proizvodnjo in proizvodnje vetrne energije bo skoncentriran v Nemčiji, Združenem kraljestvu, Španiji, Franciji, Italiji in na Nizozemskem, medtem ko bodo zmogljivosti za proizvodnjo in proizvodnja sončne energije še bolj skoncentrirani v Nemčiji in Španiji ter nekoliko manj v Italiji in Franciji.

Poleg obnovljivih virov energije bodo fosilna goriva še naprej prisotna v sektorju električne energije. Zagotavljanje skladnosti uporabe fosilnih goriv z zahtevami za zmanjševanje podnebnih sprememb v elektroenergetskem in industrijskem sektorju bi torej lahko zahtevalo uporabo zajemanja in skladiščenja CO 2 (CCS) v velikih količinah in na vseevropski ravni. Scenarija PRIMES predvidevata prenos okoli 36 milijonov ton (Mt) CO2 do leta 2020, na podlagi obstoječih politik, in 50–272 Mt[42] do leta 2030, ko bo zajemanje in skladiščenje CO2 v širši uporabi.

V skladu z analizo, ki sta jo opravila KEMA in Imperial College London na podlagi referenčnega scenarija PRIMES, bi morale zmogljivosti za proizvodnjo električne energije leta 2020 zadostovati za zadovoljitev potreb ob konicah v praktično vseh državah članicah kljub razvoju proizvodnje energije iz variabilnih obnovljivih virov (Zemljevid 2 in Zemljevid 3[43]). Uvoz torej ne bi smel biti potreben za zagotovitev zanesljivosti oskrbe v državah članicah, vendar pa bi večja integracija 27 evropskih elektroenergetskih omrežij lahko bistveno znižala cene in povečala splošno učinkovitost z znižanjem stroškov usklajevanja ponudbe in povpraševanja v katerem koli trenutku.

[pic] Zemljevid 2: Zagotovljena zmogljivost/konična obremenitev leta 2020, referenčni scenarij PRIMES | [pic] Zemljevid 3: Celotna zmogljivost/konična obremenitev leta 2020, referenčni scenarij PRIMES |

Razvoj čezmejne trgovine z električno energijo je prikazan na Zemljevidih 4 in 5[44]. Na podlagi referenčnega scenarija PRIMES se današnji splošni vzorec izvoza in uvoza električne energije v večini držav članic verjetno ne bo spremenil do leta 2020.

[pic]

Zemljevid 4: Neto uvoz/izvoz pozimi (od oktobra do marca) leta 2020, referenčni scenarij PRIMES | Zemljevid 5: Neto uvoz/izvoz poleti (od aprila do septembra) leta 2020, referenčni scenarij PRIMES |

Rezultat tega bi bile zahteve po naslednjih zmogljivostih medsebojnih povezav med državami članicami, na podlagi optimizacije obstoječega evropskega elektroenergetskega omrežja, kot so opisane v pilotnem 10-letnem razvojnem načrtu omrežij ENTSO-E[45] (Zemljevid 6). Omeniti pa je treba, da so bile te zahteve izračunane na podlagi poenostavljenih predpostavk[46], zato jih je treba jemati samo kot okvirne. Rezultati bi lahko bili tudi precej drugačni, če bi bil evropski energetski sistem optimiziran na podlagi novozasnovanega, popolnoma integriranega evropskega omrežja, namesto obstoječih nacionalno usmerjenih elektroenergetskih omrežij.

[pic]

Zemljevid 6: Zahteve po zmogljivostih medsebojnih povezav leta 2020 v MW[47], referenčni scenarij PRIMES

(vir: KEMA, Imperial College London).

3. PREDNOSTNI KORIDORJI ZA ELEKTRIčNO ENERGIJO, PLIN IN NAFTO

3.1. Priprava električnega omrežja Evrope za leto 2020

3.1.1. Priobalno omrežje v severnih morjih

Med drugim strateškim pregledom energetske politike (Second Strategic Energy Review) leta 2008 je bila ugotovljena potreba po usklajeni strategiji za razvoj priobalnega omrežja: „ […] Osnutek za severnomorsko priobalno mrežo je treba izdelati za povezavo nacionalnih elektroenergetskih omrežij v severozahodni Evropi in vključitev številnih načrtovanih projektov za energijo vetra iz naprav na morju “[48]. Decembra 2009 je devet držav članic EU in Norveška[49] podpisalo politično deklaracijo o pobudi severnomorskih držav za priobalno omrežje (NSCOGI), s ciljem usklajevati razvoj proizvodnje vetrne energije na morju in infrastrukture v severnih morjih. Devet držav članic EU bo skoncentriralo okoli 90 % vsega razvoja vetrne energije iz naprav na morju. Po informacijah iz njihovih nacionalnih akcijskih načrtov za obnovljivo energijo znašajo predvidene nameščene zmogljivosti 38,2 GW (1,7 GW pa drugi morski obnovljivi viri energije), proizvodnja pa 132 TWh leta 2020[50]. Proizvodnja vetrne energije iz naprav na morju bi lahko predstavljala 18 % proizvodnje električne energije iz obnovljivih virov v teh devetih državah.

Uporabne raziskave kažejo, da je mogoče načrtovanje in razvoj infrastrukture za priobalno omrežje v severnih morjih optimizirati samo z močnim regionalnim pristopom. Povezovanje vetrnih elektrarn v vozlišča bi lahko postalo privlačna rešitev v primerjavi z individualnimi radialnimi povezavami, če se povečuje oddaljenost od obale in so objekti skoncentrirani na istem območju[51]. V državah, kjer so ti pogoji izpolnjeni, na primer v Nemčiji, bi lahko bili stroški povezav z vetrnimi elektrarnami na morju do 30 % nižji. Na severnomorskem območju v celoti bi lahko znižanje stroškov doseglo do leta 2030 celo 20 %[52]. Da bi lahko dosegli tako zmanjšanje stroškov, je nujno potreben bolj usklajen, načrtovan in geografsko bolj skoncentriran razvoj proizvodnje vetrne energije iz naprav na morju s čezmejnim sodelovanjem. S tem bi poželi dvojne koristi povezav vetrnih elektrarn in čezmejnih medsebojnih povezav[53], če bi bile zmogljivosti povezav dobro dimenzionirane in bi s tem proizvajale pozitivne neto koristi. Razvoj elektrarn na morju bo močno vplival na potrebo po krepitvi in širitvi mrež na kopnem, zlasti v srednji in vzhodni Evropi, kot je poudarjeno v tretji prednostni nalogi. Zemljevid 7 prikazuje mogoče priobalne mreže, kot so bile razvite v študiji priobalnih mrež[54].

[pic]

Zemljevid 7: Prikaz mogočega koncepta priobalne mreže za severna morja in Baltsko morje (scenarij „mešanega pristopa“, ki prikazuje obstoječe (rdeče), načrtovane (zelene) in naročene (roza) daljnovode ter dodatne vode (modro), ki so potrebni po izračunih študije priobalnih omrežij)

Obstoječi načrti za razvoj priobalnih omrežij v nekaterih državah članicah kažejo, da bi velik razvoj v severnih morjih potekal na mejah ali celo prek meja teritorialnih voda več držav članic, kar postavi vprašanja načrtovanja in zakonske ureditve na evropsko raven[55]. Za prenos električne energije v večja središča potrošnje, ki so v notranjosti, bodo potrebne okrepitve evropskega omrežja na kopnem. Pilotni 10-letni razvojni načrt omrežij ENTSO-E (TYNDP) ne vsebuje primerne ocene infrastrukture, potrebne za povezavo prihodnjih novih zmogljivosti za proizvodnjo vetrne energije iz naprav na morju. ENTSO-E se je zavezal, da bo to nujno vprašanje podrobneje obravnaval v drugi izdaji svojega pilotnega 10-letnega razvojnega načrta omrežij, ki bo objavljena leta 2012.

Države članice so sprejele ali pa načrtujejo sprejem različnih pristopov v zvezi z razvojem priobalnih omrežij. Večina držav članic (Nemčija, Danska, Francija, Švedska, Irska) je dodelila svoja omrežja na morju, ki so podaljšek omrežij na kopnem, nacionalnim upravljavcem prenosnih omrežij. Združeno kraljestvo se je za zdaj odločilo oddati povezavo vsake nove vetrne elektrarne na morju z ločenim razpisom[56]. V Belgiji in na Nizozemskem je za razvoj omrežja trenutno odgovoren nosilec projekta vetrne elektrarne. Poleg tega sedanji nacionalni zakonodajni okviri spodbujajo izključno rešitve od točke do točke, ki povezujejo vetrne elektrarne s povezovalno točko na kopnem in katerih cilj je minimizirati stroške povezave za vsak projekt. Sedanja nacionalna zakonodaja ne zajema povezav skupin vetrnih elektrarn prek vozlišča in zagotavljanja večje zmogljivosti ter tehnološkega tveganja, ki sta s tem povezana. Čezmejne optimizacije za poenostavitev trgovine z električno energijo med dvema ali več držav članicami ni.

Posledično so izgubljene priložnosti, ki jih ponuja regionalni pristop za integrirani razvoj infrastrukture na morju in na kopnem, in sinergije z mednarodno trgovino z električno energijo. To bi lahko dolgoročno privedlo do neoptimalnih in dražjih rešitev.

Drugi izzivi za razvoj priobalnega omrežja so povezani z izdajo dovoljenj in sestavo trga. Kakor pri drugih infrastrukturnih projektih so postopki pridobivanja dovoljenj pogosto razdrobljeni tudi v isti državi. Če projekt seže prek ozemlja več držav članic, lahko to precej zaplete celoten proces in povzroči zelo dolgotrajne postopke. Poleg tega nezadostna integracija elektroenergetskih trgov, nezadostna prilagoditev povezovalnih režimov in nacionalnih shem pomoči proizvodnji energije iz obnovljivih virov na morju ter odsotnost tržnih pravil, prilagojenih elektroenergetskim sistemom na podlagi variabilnejših obnovljivih virov energije, lahko ovirajo razvoj projektov na morju in resnično evropskega priobalnega omrežja.

Načrtovanje razvoja proizvodnje vetrne energije iz naprav na morju in potrebna infrastruktura za omrežje na morju in na kopnem zahtevata usklajevanje med državami članicami, nacionalnimi regulativnimi organi, upravljavci prenosnih omrežij in Evropsko komisijo. Pomorsko prostorsko načrtovanje in opredelitev območij za razvoj proizvodnje vetrne energije iz naprav na morju ter morske energije lahko okrepita razvoj in olajšata odločitve o naložbah v ta sektor.

Priporočila

Države članice so v okviru pobude severnomorskih držav za priobalno omrežje (NSCOGI)[57] vzpostavile strukturirano regionalno sodelovanje. Obveza držav članic, da bodo usklajeno razvile omrežje, je zelo pomembna, vendar pa jo je treba udejanjiti z dejanskimi ukrepi, da postane večja gonilna sila za razvoj priobalnega omrežja v severnih morjih. Pobuda bi morala v skladu s strategijo, ki je predstavljena v Sporočilu, vzpostaviti delovno strukturo z udeležbo primernih zainteresiranih strani in določiti načrt dela s konkretnim časovnim okvirom in cilji v zvezi s konfiguracijo in integracijo omrežja, tržnimi in regulativnimi vprašanji ter postopkom načrtovanja in pridobivanja dovoljenj.

Pod vodstvom NSCOGI bi morali nacionalni upravljavci prenosnih omrežij in ENTSO-E v svojem naslednjem 10-letnem razvojnem načrtu omrežij pripraviti različne možnosti konfiguracije omrežja. Možnosti zgradbe bi morale obravnavati načrtovanje, izgradnjo in vidike delovanja, stroške, povezane z infrastrukturo, ter koristi ali omejitve različnih možnosti zgradbe. Upravljavci prenosnih omrežij bi morali zlasti pregledati načrtovani razvoj vetrnih elektrarn, da bi ugotovili možnosti za povezovanje vozlišč in medsebojne povezave za trgovino z električno energijo, tudi ob upoštevanju mogočega prihodnjega razvoja vetrne energije. Regulativni organi bi morali obravnavati vse razvojne strategije ter regionalne in dolgoročne koristi pri izdajanju dovoljenj za nove priobalne daljnovode. Preučiti je treba možnosti za spremembo in uskladitev regulativnega okvira, ki med drugim pokriva delovanje priobalnih daljnovodov, dostop do prenosa in zaračunavanje zanj, pravila za izravnavo in pomožne storitve.

3.1.2. Medsebojne povezave v Jugozahodni Evropi

Francijo, Italijo, Portugalsko in Španijo čaka v prihodnjem desetletju pomemben razvoj povečanja zmogljivosti za variabilno proizvodnjo obnovljive električne energije. Iberski polotok je danes skoraj električno izoliran otok, zmogljivosti medsebojnih povezav med Francijo in Španijo pa so v tem trenutku premajhne, saj sta državi povezani le s štirimi povezovalnimi vodi (dvema 220-kilovoltnima in dvema 400-kilovoltnima), pri čemer je bil zadnji zgrajen leta 1982. Vsi navedeni povezovalni vodi so nenehno prezasedeni[58]. V vzhodnih Pirenejih naj bi bil do leta 2014 dokončan nov 400-kilovoltni električni vod, ki bo povečal zmogljivost medsebojne povezave s trenutnih 1 400 MW na približno 2 800 MW, kar pa še ne pomeni, da bo pojav prezasedenosti s tem v celoti odpravljen[59].

Navedene države imajo že zdaj pomembno vlogo pri povezovanju s severno Afriko, ki se lahko zaradi ogromnega potenciala sončne energije v prihodnosti še okrepi.

Do leta 2020 bi se lahko v državah vzhodnega in južnega Sredozemlja zgradilo za približno 10 GW novih zmogljivosti za proizvodnjo električne energije iz obnovljivih virov s skoraj 60-odstotnim deležem sončnih in 40-odstotnim deležem vetrnih zmogljivosti[60]. V tem trenutku je med afriško in evropsko celino le ena medsebojna povezava (med Marokom in Španijo) z zmogljivostjo približno 1 400 MW, ki bi se lahko v naslednjih letih povečala na 2 100 MW. Med Tunizijo in Italijo je predviden DC podmorski vod z močjo 1 000 MW, ki naj bi začel obratovati do leta 2017. Uporaba obstoječih in novih medsebojnih povezav bo srednjeročno (po letu 2020) ustvarila nove izzive v zvezi z njihovo skladnostjo z razvojem evropskega in severnoafriškega omrežja z vidika njihovih zmogljivosti in ustreznega zakonskega okvira. Vsako nadaljnje povezovanje mora vključevati varovala, ki bodo preprečila tveganje za povečanje selitve virov CO2 zaradi uvoza električne energije.

Priporočila

Za zagotovitev ustreznega povezovanja novih zmogljivosti v jugozahodni Evropi, predvsem tistih za proizvodnjo električne energije iz obnovljivih virov, in njihovega prenosa do drugih delov celine bo treba do leta 2020 izvesti naslednje ključne ukrepe:

- ustrezno bo treba razviti medsebojne povezave v regiji in prilagoditi obstoječa nacionalna omrežja novim projektom. Do leta 2020 bo treba med Iberskim polotokom in Francijo vzpostaviti medsebojno povezavo z zmogljivostjo najmanj 4 000 MW. Ustrezne projekte bo treba zasnovati ob polnem upoštevanju mnenja javnosti ter ob posvetu z vsemi zadevnimi nosilci interesov;

- glede povezovanja s tretjimi državami bo treba vzpostaviti povezave med Italijo in državami Energetske skupnosti (zlasti Črno goro, a tudi Albanijo in Hrvaško), izvesti medsebojno povezavo med Tunizijo in Italijo, razširiti povezovalni vod med Španijo in Marokom, okrepiti, kjer je potrebno, medsebojne povezave v smeri jug–jug v severnoafriških sosednjih državah (vključno z učinkovitim upravljanjem teh infrastruktur) in izdelati pripravljalne študije za vzpostavitev dodatnih medsebojnih povezav v smeri sever–jug po letu 2020.

3.1.3. Povezave v srednji, vzhodni in jugovzhodni Evropi

V vzhodni in srednji Evropi bo glavni izziv povezovanje novih proizvodnih zmogljivosti. Tako je npr. samo na Poljskem do leta 2015 predvidenih za približno 3,5 GW novih zmogljivosti, do leta 2020 pa naj bi moč novih proizvodnih zmogljivosti narasla do 8 GW[61].

Poleg tega so se v zadnjem času v Nemčiji občutno spremenili vzorci pretokov moči. Kopenske zmogljivosti za izrabo vetrne energije, ki so ob koncu leta 2009 proizvedle približno 25 GW energije, ter novonastajajoče zmogljivosti na morju so skupaj z novimi konvencionalnimi elektrarnami zgoščene v severnih in severovzhodnih predelih države, medtem ko poraba narašča zlasti v južnem delu države, kar povečuje razdalje med središči proizvodnje in središči odjema električne energije oziroma napravami za izravnavanje (kot so npr. črpalni zbiralniki). Zato so potrebne velike tranzitne zmogljivosti v smeri sever–jug, ki bodo v celoti upoštevale razvoj omrežja v severnih morjih in okoli njih v skladu s prednostno nalogo iz točke 3.1.1. Glede na vpliv trenutnih pomanjkljivosti v medsebojni povezavi na sosednja omrežja zlasti v vzhodni Evropi je za odpravo te težave nujno potreben usklajen regionalni pristop.

Prenosno omrežje v jugovzhodni Evropi je manj zgoščeno od omrežja v preostalem delu celine. Poleg tega ima celotna regija (vključno z državami Energetske skupnosti) velik potencial za nadaljnji razvoj proizvodnje hidroelektrične energije. Obstaja potreba po dodatnem povezovanju proizvodnih zmogljivosti ter dodatnih zmogljivostih medsebojnih povezav, ki bodo omogočile povečanje pretokov moči med državami jugovzhodne Evrope ter med njimi in srednjo Evropo. Širitev sinhrone cone od Grčije (in pozneje Bolgarije) do Turčije bo ustvarila dodatne potrebe po krepitvi omrežij v teh državah. Ob upoštevanju zanimanja, ki sta ga v zvezi s pridružitvijo evropskim celinskim medsebojno povezanim električnim omrežjem izrazili Ukrajina in Republika Moldavija, bo treba dolgoročno proučiti nadaljnje širitve.

Priporočila

Za zagotovitev ustrezne povezanosti in prenosa proizvedene električne energije, zlasti v severni Nemčiji, in boljše integriranosti električnih omrežij v jugovzhodni Evropi bo treba do leta 2020 izvesti naslednje ključne ukrepe, ki bi jih morale z nadgraditvijo že obstoječega sodelovanja v plinskem sektorju podpreti predvsem države srednje in vzhodne Evrope:

- razviti bo treba ustrezne medsebojne povezave, zlasti v Nemčiji in na Poljskem, zato da bi se povezale nove proizvodne zmogljivosti v Severnem morju ali blizu njega, vključno z zmogljivostmi za proizvodnjo energije iz obnovljivih virov, s središči porabe v južni Nemčiji in črpalnimi elektrarnami, ki bodo zgrajene v Avstriji in Švici, ob sočasnem prilagajanju nove proizvodnje v vzhodnih državah. Novi povezovalni vodi med Nemčijo in Poljsko bodo postali pomembni, potem ko bodo vzpostavljene nove medsebojne povezave z baltskimi državami (zlasti povezava med Poljsko in Litvo, glej spodaj). Zaradi vse večjih vzporednih pretokov od severa proti jugu bo treba med Slovaško, Madžarsko in Avstrijo srednjeročno (po letu 2020) razširiti čezmejne prenosne zmogljivosti. Z investicijami bo treba zmanjšati prezasedenost, da se omogoči povečanje čezmejnih prenosnih zmogljivosti v srednji Evropi,

- povečati bo treba prenosne zmogljivosti med državami jugovzhodne Evrope, vključno s podpisnicami Pogodbe o Energetski skupnosti, v skladu z njihovim nadaljnjim povezovanjem s srednjeevropskimi trgi električne energije.

Navedeno sodelovanje bi moralo potekati v okviru že obstoječega sodelovanja držav srednje in vzhodne Evrope v plinskem sektorju.

3.1.4. Dokončanje načrta za medsebojno povezavo za baltski trg energije na področju električne energije

Oktobra leta 2008 je bila po sklenitvi dogovora med državami članicami iz regije ob Baltskem morju pod predsedstvom Komisije ustanovljena Skupina na visoki ravni (SVR) za medsebojno povezovanje baltskega prostora. Države udeleženke te skupine so Danska, Estonija, Finska, Nemčija, Latvija, Litva, Poljska in Švedska, Norveška pa ima status opazovalke. Junija 2009 je SVR sprejela načrt za medsebojno povezavo za baltski trg energije (BEMIP); gre za izčrpen akcijski načrt o medsebojnih energetskih povezavah in izboljšanju tržnih razmer v regiji ob Baltskem morju glede električne energije in plina. Glavna cilja navedenega načrta sta prekinitev relativne „energetske izoliranosti“ baltskih držav in njihova vključitev v širši energetski trg EU. BEMIP daje pomemben zgled uspešnega regionalnega sodelovanja, izkušnje, pridobljene v okviru te pobude, pa bodo upoštevane tudi pri drugih oblikah regionalnega sodelovanja.

Treba je bilo odpraviti ovire na notranjem trgu, s čimer sta se zagotovili vzdržnost in privlačnost investicij. To je obsegalo uskladitev zakonskih okvirov za oblikovanje podlage za izračun poštene dodelitve stroškov in koristi, s čimer se je vpeljalo načelo „uporabnik plača“. Evropski energetski program za oživitev (EEPO) je močno pospešil pravočasno izvedbo infrastrukturnih projektov in spodbudil strani, da se hitro dogovorijo o odprtih vprašanjih. Strategija EU za regijo ob Baltskem morju je zagotovila širši okvir za prednostno ukrepanje na področju energetske infrastrukture. Strategija je tudi predložila okvir za preusmeritev obstoječega financiranja iz strukturnih in drugih skladov na področja, ki jih je opredelila kot prednostna.

Nosilci interesov okoli Baltskega morja so navedeno pobudo označili za uspešno, k čemur je prispevalo več dejavnikov: (1) politična podpora pobudi, njenim projektom in ukrepom; (2) vključenost Komisije kot posrednika in celo gonilne sile na visoki ravni; (3) vključenost vseh zadevnih nosilcev interesov (ministrstev, regulatorjev in upravljavcev prenosnih omrežij) v regiji v vse faze uresničevanja opredeljenih infrastrukturnih prednostnih nalog od zasnove do izvedbe.

Kljub doseženemu napredku bodo za popolno izvedbo BEMIP potrebni nadaljnji napori: Komisija in Skupina na visoki ravni bosta morali stalno spremljati izvajanje načrta, da se zagotovi upoštevanje dogovorjenih ukrepov in rokov.

Ob tem bo zlasti treba zagotoviti podporo ključnim in zahtevnejšim čezmejnim projektom, predvsem povezavi med Poljsko in Litvo LitPolLink, ki je bistvena za vključitev baltskega trga v EU in za izvedbo katere je bil imenovan koordinator EU.

3.2. Diverzificirana oskrba s plinom za popolnoma povezano in prožno plinsko omrežje EU

3.2.1. Južni koridor

V plinskem sektorju je očitna naraščajoča odvisnost Evrope od uvoza goriv. Južni koridor bi bil po severnem koridorju iz Norveške, vzhodnem koridorju iz Rusije in sredozemskem koridorju iz Afrike poleg utekočinjenega zemeljskega plina (LNG) četrta velika os za diverzifikacijo oskrbe s plinom v Evropi. Diverzifikacija virov v splošnem izboljšuje konkurenčnost in s tem prispeva k razvoju trga. Poleg tega diverzifikacija povečuje zanesljivost oskrbe: januarska plinska kriza iz leta 2009 je tako najhuje prizadela tiste države, ki so se zanašale na en sam uvozni vir. Ob tem velja poudariti, da obrambna drža proizvajalcev plina in ustaljenih igralcev na monopolnih trgih pogosto ovirata diverzifikacijo. Vzpostavitev južnega koridorja zahteva tesno sodelovanje med več državami članicami in na evropski ravni, saj nobena od držav ne potrebuje takih dodatnih količin (novega) plina, ki bi omogočile zadostno podporo investiranju v plinovodno infrastrukturo. Zato mora Evropska unija dejavno spodbujati diverzifikacijo in v javno korist zagotoviti zanesljivost oskrbe s takim povezovanjem držav članic in podjetij, ki bo omogočilo izoblikovanje kritične mase. To je temeljno načelo strategije EU za južni plinski koridor. Njegov pomen je bil poudarjen v Drugem strateškem pregledu energetske politike, ki ga je Komisija sprejela novembra 2008, Evropski svet pa ga je potrdil marca 2009.

Cilj južnega koridorja je neposredno povezati trg s plinom v EU z največjim nahajališčem plina na svetu (kaspijskim/srednjevzhodnim bazenom), katerega zaloge so ocenjene na 90,6 bilijonov kubičnih metrov (za primerjavo, dokazane ruske rezerve znašajo 44,2 bilijonov kubičnih metrov[62]). Poleg tega so plinska polja geografsko celo bliže kot glavna ruska nahajališča (Zemljevid 8).

Ključne posamezne potencialne države dobaviteljice so Azerbajdžan, Turkmenistan in Irak; če bodo dopuščale politične razmere, bi lahko bile dobave iz drugih držav v regiji dodaten pomemben vir oskrbe za EU. Ključna tranzitna država je Turčija, druge tranzitne poti pa vodijo čez Črno morje in vzhodno Sredozemlje. Strateški cilj koridorja je vzpostaviti do leta 2020 oskrbno pot do EU, ki bo pokrivala 10–20 % povpraševanja EU po plinu, kar ustreza približno 45–90 milijardam kubičnih metrov plina na leto.

Operativni cilj v zvezi z razvojem strategije za južni koridor je, da Komisija in države članice sodelujejo z državami proizvajalkami plina in državami, ki imajo ključno vlogo pri transportu ogljikovodikov do EU, s skupnim ciljem hitre pridobitve trdnih zavez glede dobave plina in izgradnje infrastruktur za transport plina (plinovodi, pošiljke utekočinjenega/stisnjenega zemeljskega plina), ki so potrebne pri vseh stopnjah razvoja.

[pic]

Zemljevid 8: primerjava razdalj med glavnimi vzhodnimi dobavitelji plina in glavnimi središči porabe v EU

Glavni izziv pri uspešni vzpostavitvi južnega koridorja je povezan s pravočasno zagotovitvijo vseh elementov koridorja (viri plina, transportna infrastruktura in ključni dogovori) v pomembnem obsegu. V zvezi s tem je bil doslej dosežen precejšen napredek. Tako so, zahvaljujoč finančni podpori Komisije (EEPO in/ali programi TEN-E) in velikim naporom plinovodnih podjetij, konkretni transportni projekti, in sicer Nabucco, ITGI, TAP ter White Stream, že v fazi razvoja, proučujejo pa se tudi druge možnosti. Nabucco in Poseidon, podmorski povezovalni vod med Italijo in Grčijo, ki je del ITGI, sta bila delno izvzeta iz določb o zagotavljanju dostopa tretjim strankam (s t. i. izvzetjem na podlagi člena 22). Poleg tega je Medvladni sporazum o plinovodu Nabucco, ki je bil podpisan julija 2009, zagotovil navedenemu plinovodu pravno varnost in pogoje za transport plina čez Turčijo, ustvaril pa je tudi precedens za prihodnje širitve transportnih ureditev.

Ključni izziv v prihodnosti bo zagotoviti pripravljenost držav proizvajalk plina, da začnejo neposredno izvažati plin v Evropo, kar lahko pogosto obsega sprejemanje visokih političnih tveganj v zvezi z njihovim geopolitičnim položajem. Komisija mora v sodelovanju z državami članicami, ki so vključene v južni koridor, tudi v prihodnje poudarjati svoje zavzemanje za vzpostavitev dolgoročnih odnosov z državami proizvajalkami plina v tej regiji in jim zagotoviti tesnejšo povezavo z EU.

Podpora plinovodnim komponentam južnega plinskega koridorja vključuje tudi pripravo možnosti za dobavo precejšnjih dodatnih količin utekočinjenega zemeljskega plina (LNG) v Evropo, zlasti s srednjega vzhoda (Perzijskega zaliva in Egipta). V prvi fazi obsega oblikovanje točk za sprejem utekočinjenega zemeljskega plina v Evropi (in njihovo povezovanje s širšim omrežjem). Poleg tega je predvidena postopna krepitev sodelovanja z državami proizvajalkami na področju razvoja energetskih politik in dolgoročnih investicijskih načrtov, ki prinašajo koristne rešitve v zvezi z utekočinjenim zemeljskim plinom.

3.2.2. Medsebojne plinske povezave v vzhodni Evropi v smeri sever–jug

Strateški koncept medsebojne povezave z zemeljskim plinom v smeri sever–jug je usmerjen v povezovanje območja Baltskega morja (vključno s Poljsko) z Jadranskim in Egejskim morjem in nadalje s Črnim morjem, ki bo zajelo nekatere države članice EU (Poljsko, Češko, Slovaško, Madžarsko, Romunijo in morda Avstrijo) in Hrvaško. S tem bo celotni regiji srednje in vzhodne Evrope (SVE) zagotovljena splošna prožnost, ki bo omogočila oblikovanje robustnega in dobro delujočega notranjega trga ter spodbudila konkurenčnost. Ta povezovalni proces bo treba dolgoročno razširiti na države podpisnice Pogodbe o Energetski skupnosti, ki niso članice EU. Integrirani trg bo zagotovil potrebno zanesljivost povpraševanja[63] in spodbudil dobavitelje, da kar najbolje izkoristijo obstoječe in nove uvozne infrastrukture, kot so novi obrati za ponovno uplinjanje utekočinjenega zemeljskega plina in projekti južnega koridorja. Regija SVE bi tako postala manj občutljiva za prekinitve pri oskrbi po poti Rusija–Ukrajina–Belorusija.

V regiji SVE je en glavni dobavitelj; trenutna linearna (potekajoča z vzhoda proti zahodu) in izolirana omrežja pa so zapuščina pretekle dobe. Medtem ko je pri porabi v EU-15 delež plina, uvoženega iz Rusije, 18-odstoten, znaša navedeni kazalnik v novih državah 60 % (2008). Količine, ki jih dobavlja Gazprom, pomenijo velik delež plina, ki ga uvaža regija (na Poljskem ta delež znaša 70 %, na Slovaškem 100 %, na Madžarskem 80 %, v nekaterih državah zahodnega Balkana 100%).

Med drugim tudi zaradi monopolnih, izoliranih in majhnih trgov, dolgoročnih pogodb o oskrbi ter regulativnih pomanjkljivosti regija ni privlačna za investitorje ali proizvajalce. Pomanjkanje regulativnega usklajevanja in skupnega pristopa k reševanju težav v zvezi z manjkajočimi medsebojnimi povezavami ogroža nove investicije in ovira vstop novih konkurentov na trg. Poleg tega je zanesljivost oskrbe vprašljiva, investicije, ki so potrebne za izpolnitev infrastrukturnih standardov, kot jih določa Uredba o zagotavljanju zanesljivosti oskrbe s plinom, pa so pretežno namenjene prav tej regiji. Za regijo je tudi značilno, da precejšen del prebivalstva porabi relativno visok delež svojih dohodkov za energijo, kar povzroča energetsko revščino.

Deklaracija razširjene Višegrajske skupine[64] izraža jasno zavezo v regiji k razrešitvi teh izzivov. V Sporočilu predlagana Skupina na visoki ravni (SVR) bi morala na podlagi izkušenj z načrtom BEMIP in že opravljenega dela podpisnic deklaracije zagotoviti izčrpen akcijski načrt za gradnjo medsebojnih povezav in dokončanje integriranja trgov. Delo SVR bi moralo biti podprto z delovnimi skupinami, ki bi se ukvarjale s konkretnimi projekti, dostopom do omrežja in tarifami. Pri delu bi bilo treba uporabiti izkušnje, pridobljene v okviru pobude za Novi evropski prenosni sistem (NETS)[65].

3.2.3. Dokončanje načrta za medsebojno povezavo za baltski trg energije na področju plina

Medtem ko projekti električne energije v okviru BEMIP dobro napredujejo, je bilo glede plina od junija 2009, ko so voditelji osmih držav članic EU skupaj s predsednikom Barrosom potrdili Akcijski načrt, storjenega bore malo. SVR je uspela le opredeliti dolg seznam projektov, katerih skupni investicijski stroški so v primerjavi z velikostjo trgov s plinom v regiji previsoki. Ukrepi v zvezi z notranjim trgom sploh niso bili dogovorjeni. V plinskem sektorju so dejavnosti, ki se trenutno izvajajo v okviru BEMIP, močno usmerjene v dve območji: vzhodnobaltsko in zahodnobaltsko območje.

V vzhodni regiji ob Baltskem morju (Litva, Latvija, Estonija in Finska) so potrebni takojšnji ukrepi, ki bodo prek povezovanja z drugim delom EU zagotovili zanesljivost oskrbe. Za Finsko, Estonijo in Latvijo trenutno veljajo posebna pravila o izvzetju v zvezi z odprtjem trgov v skladu s tretjim paketom za notranji trg, ki bodo veljala, dokler bodo njihovi trgi izolirani. Izvzetje bo prenehalo v trenutku, ko bo njihova infrastruktura integrirana s preostalim delom EU, na primer prek plinske povezave med Litvo in Poljsko. Čeprav skupna letna poraba plina treh baltskih držav in Finske znaša le približno 10 milijard kubičnih metrov, ves plin, ki ga porabijo, prihaja iz Rusije. V skupni oskrbi s primarno energijo znaša delež količin ruskega plina na Finskem 13 %, v Estoniji 15 % ter v Latviji in Litvi približno 30 %, medtem ko je povprečje v EU približno 6,5 %. Poleg tega ima glavni dobavitelj odločilne deleže v upravljavcih prenosnih omrežij v vseh štirih državah. Tudi Poljska je zelo odvisna od ruskega plina. Zato je na trgu malo zanimanja za investiranje v novo infrastrukturo. Po sklenitvi dogovora o najmanjši potrebni infrastrukturi je bil glavni preboj, dosežen na tem področju, vzpostavitev dialoga, ki trenutno poteka med podjetji na obeh straneh poljsko-litovske plinske povezave ob politični podpori obeh držav. V okviru delovne skupine za utekočinjen zemeljski plin potekajo tudi pogovori o regionalnem terminalu za utekočinjen zemeljski plin.

Cilj delovne skupine v zvezi z zahodnim baltskim območjem je poiskati načine za nadomestitev oskrbe s plinom iz presihajočih danskih plinskih polj predvidoma od leta 2015 naprej in izboljšati zanesljivost oskrbe na Danskem, Švedskem in Poljskem. Akcijski načrt bo pripravljen do konca leta 2010. Obe delovni skupini se ukvarjata tudi z regulativnimi ovirami in iskanjem skupnih načel, ki bi omogočili regionalne investicije.

Ključni ukrep je ohranitev tesnega regionalnega sodelovanja, ki bo omogočilo izvedbo naslednjih projektov: vzpostavitev povezave med Poljsko in Litvo, gradnjo regionalnega terminala za utekočinjen zemeljski plin in izgradnjo plinovoda, ki bo povezal Norveško in Dansko ter morda Švedsko in Poljsko. Države bodo glede stroškov v zvezi z odprtjem trgov in izboljšanjem zanesljivosti oskrbe s plinom lažje dosegle cilje na regionalni kot pa na nacionalni ravni. Poleg tega države članice stalno zahtevajo od Komisije podporo pri vodenju procesa BEMIP. Vsekakor je treba najti rešitve, ki bodo omogočile izhod iz začaranega kroga, ki se glasi: „Če ni trga, ni spodbud za investiranje v infrastrukturo; trg pa se brez infrastrukture ne bo razvil.“

3.2.4. Koridor Sever-Jug v Zahodni Evropi

Strateški koncept medsebojnih povezav za naravni plin v zahodni Evropi po koridorju sever–jug, to je od Iberskega polotoka in Italije do severozahodne Evrope, predvideva boljšo povezavo sredozemskega območja in s tem oskrbe iz Afrike, ter severnega oskrbovalnega koridorja z oskrbo iz Norveške in Rusije. Na notranjem trgu so še vedno infrastrukturna ozka grla, ki preprečujejo prosti pretok plina v tej regiji, kot je na primer nizka raven medsebojne povezave do Iberskega polotoka, ki preprečuje optimalno uporabo dobro razvite iberske infrastrukture za uvoz plina. Os Španija–Francija je prednostna že več kot desetletje, vendar še vedno ni dokončana. Vendar pa je bil v zadnjih letih, zahvaljujoč boljši uskladitvi nacionalnih zakonskih okvirov, ki jo je kot prednostno nalogo prevzela tudi regionalna plinska pobuda za os sever–zahod, in dejavnemu sodelovanju Evropske komisije dosežen napredek. Na nepopolno delovanje trga in pomanjkanje povezovalnih poti kažejo tudi sistematično višje cene na italijanskem grosističnem trgu v primerjavi z drugimi sosednjimi trgi.

Hkrati je treba, ker pričakujemo, da bo razvoj električne energije iz variabilnih virov v tem koridorju še posebno izrazit, okrepiti splošno kratkoročno zmogljivost dobav plinskega sistema in se tako odzvati na dodatne potrebe po prožnosti za uravnoteženje oskrbe z električno energijo.

Odkriti je treba glavna infrastrukturna ozka grla v tem koridorju, ki preprečujejo pravilno delovanje notranjega trga in konkurenco, zainteresirane strani, države članice, nacionalni regulativni organi in upravljavci prenosnega omrežja pa bodo s skupnimi močmi delovali pri izvajanju teh infrastruktur. Drugič, z integrirano analizo električnega in plinskega sistema, ob upoštevanju vidikov proizvodnje in prenosa, bi morali oceniti potrebe po prožnosti plinskega sistema in ugotoviti projekte, katerih cilj je podpora variabilni proizvodnji električne energije.

3.3. Zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z nafto

Prevoz nafte v nasprotju s plinom in električno energijo ni reguliran. To pomeni, da za nove infrastrukturne naložbe ni nobenih pravil na primer glede stopenj donosa ali dostopa tretjih oseb. Naftne družbe so predvsem odgovorne za zagotavljanje neprekinjene dobave. Kljub temu pa obstajajo nekateri vidiki, predvsem kar zadeva prosti dostop do naftovodov, ki oskrbujejo EU, vendar ležijo v državah zunaj EU (predvsem v Belorusiji, na Hrvaškem in v Ukrajini), ki jih ni mogoče reševati le s poslovnimi dogovori in potrebujejo politično pozornost.

Vzhodnoevropsko omrežje naftovodov za surovo nafto (podaljšek naftovoda Druzhba) je bilo zasnovano in zgrajeno v obdobju hladne vojne in v tistih časih ni imelo nobene povezave z omrežjem na Zahodu. Zato med zahodnoevropskim omrežjem naftovodov in infrastrukturami na Vzhodu ni dovolj povezav. Možnosti za alternativno oskrbo s surovo nafto in naftnimi derivati prek naftovodov iz zahodnih držav članic v države Srednje in Vzhodne Evrope so zato omejene. Ob daljšem trajanju motenj z oskrbo v sistemu Druzhba (trenutno uporabljena zmogljivost: 64 milijonov ton letno) bi te omejitve povzročile veliko povečanje prometa tankerjev v okoljsko občutljivem območju Baltika[66], na Črnem morju in v izredno prometnih turških ožinah[67], kar bi povečalo tveganja nesreč in izlivov nafte. Alternativna oskrba v primeru litvanske rafinerije Mažeikiai[68] zahteva prevoz približno 5,5 do 9,5 milijona ton letno prek Baltskega morja do litvanskega naftnega terminala Butinge.

Na podlagi nedavne študije[69] so na motnje oskrbe mogoči naslednji odzivi: (1) gradnja naftovoda Schwechat–Bratislava med Avstrijo in Slovaško; (2) nadgradnja naftovoda Adria (povezava naftnega terminala Omišalj na hrvaški jadranski obali z Madžarsko in Slovaško); in (3) nadgradnja naftovoda Odesa–Brody v Ukrajini (povezava naftnega terminala na Črnem morju z južnim krakom naftovoda Druzhba pri Brodyju) in njegov načrtovan podaljšek do Poljske (Brody–Adamowo). Te poti pomenijo alternativno oskrbo z zmogljivostjo najmanj 3,5, 13,5 oziroma 33 milijonov ton letno. Dodatno izboljšanje bi pomenila gradnja vseevropskega naftovoda, ki bi povezoval oskrbo Črnega morja s čezalpskim naftovodom s predvideno zmogljivostjo med 1,2 in 1,8 milijona sodčkov na dan.

Zaradi zgoraj navedenih razlogov je prednostna naloga politična podpora za mobilizacijo zasebnih vlaganj v morebitne alternativne infrastrukture, da se zagotovi zanesljivost oskrbe z nafto za ozemeljsko zaprte države EU, pa tudi zato, da se zmanjša prevoz nafte po morju, s čimer se zmanjšajo okoljska tveganja. Ni nujno, da to zahteva gradnjo nove infrastrukture naftovodov. Tudi odprava ozkih grl zmogljivosti in/ali omogočanje povratnih tokov lahko prispevata k zanesljivosti oskrbe.

3.4. Uvedba tehnologij pametnih omrežij

Pametna omrežja[70] so energetska omrežja, ki lahko stroškovno učinkovito integrirajo obnašanje in dejanja vseh uporabnikov, ki so z njimi povezani. Spreminjajo način upravljanja elektroenergetskega omrežja glede prenosa in distribucije in prestrukturirajo sedanje načine proizvodnje in porabe. Pametna omrežja z integracijo digitalne tehnologije in dvosmernega komunikacijskega sistema vzpostavljajo neposredno interakcijo med potrošniki, drugimi uporabniki omrežja in dobavitelji energije. Potrošnikom omogočajo neposreden nadzor in vodenje svojih individualnih vzorcev porabe, zlasti če je to združeno s časovno diferenciranimi tarifami, kar po drugi strani daje močne spodbude za učinkovito rabo energije. Podjetjem omogočajo izboljšanje in usmerjanje upravljanja njihovega omrežja, povečanje zanesljivosti omrežja in znižanje stroškov. Tehnologije pametnih omrežij so potrebne za stroškovno učinkovit razvoj v smeri brezogljičnega energetskega sistema, ki omogoča upravljanje velikih količin obnovljive kopenske in priobalne energije, pri čemer se ohranjata razpoložljivost konvencionalne proizvodnje električne energije in ustreznost električnega sistema. Končno, tehnologije pametnih omrežij, vključno s pametnimi števci, krepijo delovanje maloprodajnih trgov, kar ponuja potrošnikom resnično možnost izbire, saj lahko energetska podjetja in podjetja informacijske in komunikacijske tehnologije razvijajo nove, inovativne energetske storitve.

Številne države so razvile projekte pametnih omrežij, vključno z namestitvijo pametnih števcev, in sicer Avstrija, Belgija, Francija, Danska, Nemčija, Finska, Italija, Nizozemska, Portugalska, Švedska, Španija in Združeno kraljestvo[71]. V Italiji in na Švedskem imajo pametne števce že skoraj vsi potrošniki.

Študija podjetja Bio Intelligence iz leta 2008[72] ugotavlja, da bi lahko pametna omrežja leta 2020 zmanjšala letno porabo primarne energije energetskega sektorja EU za skoraj 9 %, kar pomeni 148 TWh električne energije ali prihranek v višini skoraj 7,5 milijarde evrov letno (na podlagi povprečnih cen v letu 2010). Panožne ocene za individualno porabo trdijo, da bi lahko povprečno gospodinjstvo prihranilo 9 % svoje porabe električne energije in 14 % svoje porabe plina, kar ustreza približno 200 evrov letno[73].

Komisija spodbuja razvoj in uvajanje pametnih omrežij prek finančne podpore za raziskave in razvoj. Evropsko pobudo za električna omrežja (EEGI) v okviru načrta SET, ki je bila sprožena junija 2010, je razvila skupina upravljavcev omrežij za distribucijo in prenos električne energije s podporo Komisije in namerava nadalje razviti tehnološke vidike pametnih omrežij. Z obsežnimi predstavitvami bo omogočila povezovanje izkušenj že nameščenih pametnih omrežij in spodbujala raziskave, razvoj in inovacije na področju tehnologij pametnih omrežij. Poleg tega bo spodbujala nadaljnje uvajanje, tako da bo reševala težave, ki izhajajo iz tehnološke integracije na sistemski ravni, iz sprejemanja uporabnikov, gospodarskih omejitev in regulative.

Poleg te tehnološke spodbude je bil v letu 2009 sprejet tretji sveženj, ki zadeva notranji energetski trg in ki države članice obvezuje, da do leta 2020[74] zagotovijo splošno uporabo inteligentnih sistemov števcev, kar je povzročilo povpraševanje trga po izvajanju pametnih omrežij na ravni EU. Tudi Direktiva o učinkovitosti rabe končne energije in o energetskih storitvah[75] je navedla pametne števce kot ene glavnih vzrokov za izboljšanje energetske učinkovitosti. Direktiva o obnovljivih virih[76] pa vidi pametna omrežja kot orodje, ki omogoča integracijo rastoče obnovljive energije v omrežje in obvezuje države članice, da za to razvijajo infrastrukturo za prenos in za omrežja. Te direktive skupaj so glavni politični in pravni okvir, v katerem bodo nastajale nadaljnje dejavnosti za spodbujanje razvoja in uvajanja pametnih omrežij.

Da bi Komisija zagotovila, da se pametna omrežja in pametni števci razvijajo na način, ki krepi konkurenco na ravni maloprodaje, integracijo obsežne proizvodnje iz obnovljivih virov energije in energetsko učinkovitost prek oblikovanja odprtega trga za energetske storitve, je novembra 2009 ustanovila delovno skupino za pametna omrežja. Sestavlja jo približno 25 evropskih združenj, ki zastopajo vse pomembne zainteresirane strani. Njena naloga je svetovati Komisiji o politiki in regulativnih ukrepih na ravni EU in usklajevati prve korake k izvajanju pametnih omrežij na podlagi določb tretjega svežnja. Začetno delo delovne skupine so vodile tri ekspertne skupine[77], ki so se osredotočile na (1) funkcije pametnega omrežja in pametnih števcev, (2) regulativna priporočila za zaščito podatkov, ravnanje s podatki in varovanje podatkov oziroma (3) vloge in odgovornosti akterjev, ki sodelujejo pri uvajanju pametnih omrežij.

Kljub pričakovanim koristim pametnih omrežij in obstoječih prej navedenih političnih ukrepov prehod na pametna omrežja in števce ne napreduje tako hitro, kot bi bilo potrebno, da bi dosegli energetske in klimatske cilje EU.

Uspeh pametnih omrežij ne bo odvisen le od novih tehnologij in od pripravljenosti upravljavcev omrežij, da jih uvedejo, temveč tudi od regulativnih okvirov za dobre prakse, ki bodo omogočili njihovo uvajanje, se lotevali problemov, ki so povezani s trgom, vključno s posledicami za konkurenčnost, in sprememb v panogi (tj. sprememb kodeksov ali regulative na tem področju) ter načina, kako potrošniki uporabljajo energijo. Največji izziv je oblikovanje regulativnega okvira za dobro delovanje trga energetskih storitev. Zanj bo treba doseči sodelovanje širokega spektra različnih akterjev na trgu (proizvajalcev energije, upravljavcev omrežij, distributerjev v maloprodaji, podjetij za energetske storitve, podjetij za informacijsko in komunikacijsko tehnologijo, potrošnikov in proizvajalcev naprav). Ta regulativni okvir bo moral tudi zagotavljati ustrezen odprt dostop in izmenjavo operativnih informacij med akterji in se bo moral morda lotiti tudi vprašanj v zvezi z določanjem tarif, da zagotovi ustrezne spodbude za upravljavce omrežij, da bi ti vlagali v pametne tehnologije. Pomembno vlogo imajo tudi nacionalni regulativni organi, saj odobrijo tarife, ki so podlaga za vlaganja v pametna omrežja in števce. Če ne bo oblikovan pravičen model delitve stroškov in ne bo doseženo ravnotežje med kratkoročnimi vlaganji in dolgoročnimi dobički, bodo upravljavci omrežij v prihodnje manj nagnjeni do večjih vlaganj.

Za zagotavljanje interoperabilnosti so potrebni jasni (odprti) standardi za pametna omrežja in števce, reševanje ključnih tehnoloških izzivov in omogočanje uspešne integracije vseh uporabnikov omrežij, pri tem pa je treba zagotavljati visoko zanesljivost sistema in kakovost oskrbe z električno energijo. Glede na konkurenčna prizadevanja za oblikovanje svetovnih standardov bi se lahko zanašanje na eno samo specifično (evropsko) tehnično rešitev in vlaganje vanjo v prihodnosti izkazalo za „nasedle“ stroške. Zato je Komisija ustrezne evropske organe za standardizacijo leta 2009 zadolžila za standardizacijo pametnih števcev. Komisija bo na začetku leta 2011 prav te organe za standardizacijo zadolžila za pregled zadevnih standardov in oblikovanje novih standardov za pametna omrežja. Mednarodno sodelovanje je zato bistveno za zagotovitev združljivosti rešitev.

Naslednji izziv je prepričati potrošnike in pridobiti njihovo zaupanje glede koristi pametnih omrežij. Dokler ostaja prožnost cen električne energije majhna in so splošne koristi pametnih omrežij nepreverjene, tveganja za zlorabo podatkov pa ne odpravljena[78], bo morda težko premagati nenaklonjenost potrošnikov, ob tem da so za žetev koristi od pametnih tehnologij potrebni čas in spremembe vedenja.

In nenazadnje, naslednji izziv, ki ga ne gre zanemariti, je morebitno pomanjkanje usposobljenih delavcev, ki bi bili pripravljeni upravljati zapleten sistem pametnih omrežij.

Prehod na pametna omrežja je zapleteno vprašanje in ne bi bilo realistično pričakovati, da ga je mogoče izvesti z enim skokom z obstoječega na pametna omrežja. Za uspešen prehod bo potrebno dobro usklajeno sodelovanje vseh zainteresiranih strani, da se najdejo prave stroškovno učinkovite rešitve, prepreči podvajanje dela in izkoristijo obstoječe sinergije. Da bi ozavestili javnost ter pridobili zaupanje in podporo potrošnikov, bo treba objektivno razpravljati in skrbno razložiti prednosti in stroške uvedbe pametnih omrežij, pri čemer morajo dejavno sodelovati potrošniki, mala in srednja podjetja ter javni organi.

Priporočila

Za zagotovitev tega pristopa in za premagovanje ugotovljenih ovir se priporočajo naslednji ključni ukrepi:

- Posebna zakonodaja: Kot je poudarjeno v Sporočilu, bo Komisija ocenila, ali so v okviru pravil tretjega svežnja o notranjem energetskem trgu potrebne dodatne zakonodajne pobude za izvajanje pametnih omrežij. Ocena bo upoštevala naslednje cilje: i) zagotavljanje ustreznega odprtega dostopa in izmenjave operativnih informacij med akterji in njihovimi fizičnimi vmesniki; ii) oblikovanje dobro delujočega trga energetskih storitev; ter iii) zagotavljanje primernih spodbud za upravljavce omrežij, da bi ti vlagali v pametne tehnologije za pametna omrežja. Na podlagi teh analiz bo v prvi polovici leta 2011 sprejeta končna odločitev o posebni zakonodaji za pametna omrežja.

- Standardizacija in interoperabilnost: Delovna skupina je opredelila skupino šestih pričakovanih storitev in okrog 30 različnih funkcij pametnih omrežij. Skupaj s Skupno delovno skupino CEN/CENELEC/ETSI za standarde za pametno omrežje bo do konca leta 2010 pripravila skupno analizo stanja evropske standardizacije za tehnologije pametnih omrežij in ugotovila morebitne nadaljnje naloge, ki so potrebne na tem področju. Komisija bo ustrezne evropske organe za standardizacijo do začetke leta 2011 zadolžila za pripravo standardov za pametna omrežja in za zagotavljanje interoperabilnosti in združljivosti s standardi, ki se pripravljajo po svetu.

- Varstvo podatkov: Komisija bo na podlagi dela delovne skupine v tesnem sodelovanju z evropskim nadzornikom za varstvo podatkov ocenila potrebo po dodatnih ukrepih za varstvo podatkov, naloge in odgovornosti različnih akterjev v zvezi z dostopom, posedovanjem in obdelavo podatkov (lastništvo, posest in dostop, pravice branja in spreminjanja itn.) ter po potrebi predlagala ustrezne regulativne predloge in/ali smernice.

- Infrastrukturne naložbe: Velik del potrebnih vlaganj v uvajanje pametnih omrežij bodo ob usmerjanju s strani nacionalnih regulativnih organov verjetno izvedli upravljavci omrežja, zlasti na ravni distribucije, in zasebna podjetja. Ob pomanjkanju sredstev so lahko rešitev javno-zasebna partnerstva. Kadar je stopnja donosa za naložbo prenizka, javni interes pa je očiten, mora obstajati možnost financiranja iz javnih financ. Komisija bo spodbujala države članice, naj pripravijo sredstva za podporo uvajanja pametnih omrežij. Komisija bo tudi proučila možnost posebne podpore za pametne tehnologije v skladu s politiko in programom za podporo, ki je naveden v Sporočilu, ter inovativnih instrumentov financiranja, namenjenih hitremu uvajanju tehnologij pametnih omrežij v omrežja za prenos in distribucijo.

- Projekti za predstavitev, raziskave in razvoj ter inovacije: V skladu z zgoraj navedeno politiko infrastrukturnih naložb je potrebna jasna evropska politika za raziskave in razvoj ter predstavitve, da se spodbudijo inovacije in pospeši razvoj pametnih omrežij, pri čemer se je treba opirati na pobudo EEGI in na dejavnosti Evropske zveze organizacij za energetske raziskave (European Energy Research Alliance) v zvezi s pametnimi omrežji, ki so osredotočene na dolgoročne raziskave. Posebno pozornost je treba posvetiti inovacijam električnih sistemov, skupaj z raziskavami in razvojem energetskih tehnologij (kabli, transformatorji itn.) in raziskavami in razvojem informacijskih in komunikacijskih tehnologij (kontrolni sistemi, komunikacije itn.). Predlagani ukrepi morajo obravnavati tudi obnašanje potrošnikov, sprejemanje in ovire pri uvajanju v praksi. Države članice in Komisija morajo spodbujati projekte za raziskave in razvoj ter za predstavitve, npr. s kombinacijo javne podpore in regulativnih spodbud, in zagotoviti, da EEGI lahko začne predlagane projekte, kot je bilo predvideno, kljub trenutnim težkim finančnim razmeram v EU. Ta dejavnost mora biti tesno usklajena z dejavnostmi v zvezi z evropskimi elektroenergetskimi avtocestami, ki so predlagane v Sporočilu.Da bi zagotovila polno preglednost potekajočih projektov predstavitev/pilotskih projektov in njihovih rezultatov ter razvoj prihodnjega pravnega okvira, utegne Komisija oblikovati platformo, ki bi omogočila razširjanje dobrih praks in izkušenj v zvezi s praktičnim uvajanjem pametnih mrež po Evropi, in usklajevati različne pristope, da se zagotovijo sinergije. Informacijski sistem načrta SET, ki ga upravlja Skupni raziskovalni center Evropske komisije, vsebuje načrt spremljanja, ki se lahko uporabi kot izhodišče.

- Spodbujanje novih znanj: Da bi premostili razlike med delovnimi mesti, ki v okviru zahtev uvajanja pametnih omrežij zahtevajo nižjo kvalifikacijo, in tistimi, ki zahtevajo višjo kvalifikacijo, je treba uporabiti potekajoče pobude, kot so dejavnosti usposabljanja v okviru načrta SET, dejavnosti Skupnosti znanja in inovacij Evropskega inštituta za tehnologijo, Akcij Marie Curie [79] in druge dejavnosti, kot je pobuda „Nova znanja za nova delovna mesta“. Države članice pa bodo morale vendarle resno pretehtati morebitne negativne socialne posledice in uvesti programe za preusposabljanje delavcev in za podporo pridobivanja novih znanj.

4. PRIRAVA DOLGOROČNEJŠIH OMREŽIJ

4.1. Evropske elektroenergetske avtoceste

Elektroenergetsko avtocesto je treba razumeti kot električni daljnovod, ki premore precej večjo zmogljivost prenosa električne energije kot obstoječa visokonapetostna prenosna omrežja kar zadeva količine električne energije, ki se prenese, in razdalje, ki jo premaga ta prenos. Da bi dosegli te večje zmogljivosti, bo treba razviti nove tehnologije, ki bodo omogočale zlasti prenos enosmernega toka in napetosti, ki bodo precej višje od 400 kV.

Za obdobje po letu 2020 do leta 2050 bo treba najti dolgoročno rešitev za premagovanje glavne težave, s katero se srečujejo elektroenergetska omrežja: skladiščenje vedno večje presežne proizvodnje vetrne energije v severnih morjih in presežne proizvodnje iz obnovljivih virov v jugozahodnih in jugovzhodnih delih Evrope, ki prav tako narašča, povezava teh dveh novih središč proizvodnje z večjimi skladiščnimi zmogljivostmi v nordijskih državah in v Alpah ter z obstoječimi in prihodnjimi središči porabe v srednji Evropi, pa tudi z obstoječimi visokonapetostnimi omrežji za izmenični tok. Nove avtoceste bodo morale upoštevati obstoječa in prihodnja območja presežkov proizvodnje, kot so Francija, Norveška ali Švedska, in zapletenost obstoječega srednjeevropskega koridorja v smeri sever–jug, ki presežke električne energije prenaša s severa prek Danske in Nemčije proti deficitarnim območjem v južni Nemčiji in severni Italiji.

Kljub tehnološkim negotovostim je jasno, da bo treba vsak morebitni prihodnji sistem avtocest zgraditi postopoma, pri tem pa zagotoviti združljivost povezav izmeničnega toka/enosmernega toka in zaupanje lokalne skupnosti [80], na podlagi drugih prednostnih nalog do leta 2010, ki so opisane v poglavju 3.1, posebej kar zadeva priobalna omrežja.

Ta avtocestni sistem bo moral biti tudi pripravljen integrirati morebitne povezave proti severu in jugu zunaj meja EU, da bi polno izkoristili precejšen potencial obnovljivih virov energije v teh regijah. Zato utegnejo biti poleg že sinhronih povezav z Magrebom in Turčijo dolgoročno potrebne tudi povezave z drugimi sredozemskimi in vzhodnoevropskimi državami. Za to je mogoče predvideti dialog s severnoafriškimi državami o tehničnih in pravnih zahtevah za razvoj čezsredozemskih elektroenergetskih infrastruktur.

Kljub vedno močnejšemu zavedanju, da bo v prihodnosti potrebno vseevropsko elektroenergetsko omrežje, pa ostaja velika negotovost glede trenutka, ko bo to omrežje postalo nujno, in glede korakov, ki so potrebni za njegovo gradnjo. Zato je za začetek usklajenega razvoja tega omrežja in za zmanjšanje negotovosti in tveganj nujno usklajeno delovanje na ravni EU. Evropska usklajenost bo potrebna tudi za vzpostavitev primernega pravnega, regulativnega in organizacijskega okvira za zasnovo, načrtovanje, gradnjo in upravljanje takega sistema elektroenergetskih avtocest.

Pri tem bo treba integrirati trenutno delo na področju raziskav in razvoja, zlasti v okviru Evropske pobude za električna omrežja (EEGI – European Electricity Grid Initiative) v okviru načrta SET in Evropske industrijske pobude za vetrno energijo (European Industrial Wind Initiative), da se prilagodijo obstoječe in razvijejo nove tehnologije za prenos, skladiščenje in za pametna omrežja. V tem okviru bo treba vključiti tudi možnost obsežnega prevoza in skladiščenja vodika. Vodik je v kombinaciji z gorivnimi celicami posebno primeren za distribuirane uporabe in za uporabo v prevozu. Trženje lahko za rezidenčne aplikacije pričakujemo od leta 2015, za vozila na vodik pa okrog leta 2020.[81]

Priporočila

Za pripravo evropskih elektroenergetskih avtocest so potrebni naslednji ključni ukrepi:

- V skladu s sklepi Foruma v Bukarešti, sprejetimi junija 2009, je treba v okviru Foruma v Firencah začeti temeljito delo na elektroenergetskih avtocestah, da bi organizirali delo, ki ga opravljajo vsi zainteresirani za pripravo elektroenergetskih avtocest. To delo morata organizirati Evropska komisija in ENTSO-E, pri njem pa morajo sodelovati vsi zadevni zainteresirani. Osredotočeno mora biti na oblikovanje srednjeročnih in dolgoročnih scenarijev za razvoj proizvodnje, ocenjevanje konceptov arhitekture vseevropskega omrežja in opcij zasnove, analiziranje posledic uvajanja na socialno-ekonomske in industrijske politike ter oblikovanje primernega pravnega, regulativnega in organizacijskega okvira.

- Razviti potrebne raziskave in razvoj , in sicer na temelju Evropske pobude za električna omrežja (EEGI) v okviru načrta SET in Evropske industrijske pobude za vetrno energijo, da se prilagodijo obstoječe in razvijejo nove tehnologije za prenos, skladiščenje in pametna omrežja.

- Določiti modularni načrt razvoja , ki ga mora do sredine leta 2013 pripraviti ENTSO-E, katerega cilj je zagon prvih elektroenergetskih avtocest do leta 2020. Načrt mora predvideti tudi razširitev omrežja, da se pospeši razvoj zmogljivosti obsežne proizvodnje energije iz obnovljivih virov zunaj meja EU.

4.2. Evropska infrastruktura za prevoz CO 2

Glede na to, da potencialni prostori za shranjevanje CO 2 niso enakomerno razporejeni po Evropi, bo morda treba v Evropi, da bi dosegli visoke stopnje zmanjšanja emisij CO2 evropskih gospodarstev po letu 2020, namestiti obsežne zmogljivosti za zajemanje in shranjevanje CO2, zgraditi pa bo treba infrastrukturo cevovodov in, če bo primerno, infrastrukturo za natovarjanje, ki bo lahko segala prek meja držav članic, če države nimajo ustreznih možnosti shranjevanja CO2.

Sestavne tehnologije CCS (zajemanje, prevoz in shranjevanje) so preizkušene. Vendar pa še niso bile vključene in preizkušene na industrijski ravni in CCS trenutno ni primeren za trženje. Doslej je bilo uvajanje tehnologije omejeno na obrate manjšega obsega, ki so bili pogosto zasnovani za izolirano predstavitev ene ali dveh komponent. Hkrati na splošno velja, da je treba, da bi dosegli močno zmanjšanje emisij in s tem omogočili ukrepe za ublažitev podnebnih sprememb z najnižjimi stroški, okrog leta 2020 v velikem obsegu prikazati vzdržnost tehnologij CCS.

Evropski svet je zato spomladi 2007 sklenil podpreti namestitev do 12 velikih inštalacij za predstavitev CCS v Evropi do leta 2015, da bi spodbudil prehod tehnologije na komercialno vzdržnost. Trenutno se gradi šest velikih projektov CCS za predstavitev tehnologije za proizvodnjo električne energije. Njihova zmogljivost bo najmanj 250 MW, imeli pa bodo tudi komponente za prevoz in shranjevanje. Te projekte sofinancira Komisija s subvencijami, ki skupaj znašajo 1 milijardo EUR. Novembra 2010 je začel delovati dodatni mehanizem financiranja, ki je vključen v Sistem trgovanja z emisijami[82]. Komisija poleg tega podpira raziskave in razvoj, povezan s CCS, in je vzpostavila posebno mrežo za izmenjavo znanja za večje demonstratorje CCS.

Skupni raziskovalni center je leta 2010 pripravil oceno zahtev za vlaganja v infrastrukturo za prevoz CO2[83]. Študija na podlagi temeljnih predpostavk modela PRIMES kaže, da bo leta 2020 zajetih 36 Mt CO2, ki bodo prepeljane v 6 držav članic EU. Omrežje za prevoz CO2, ki iz tega izhaja, je dolgo približno 2 000 km, zanj pa je potrebna investicija v višini 2,5 milijarde evrov (Zemljevid 9). Skoraj vsi cevovodi so načrtovani za sprejem dodatnih količin CO2, ki bodo po predvidevanjih v obtoku v naslednjih letih[84].

Študija ugotavlja, da se bo količina zajetega CO2 leta 2030 povečala na 272 Mt (Zemljevid 10). Številni pred časom zgrajeni cevovodi trenutno delujejo s polno zmogljivostjo in gradijo se novi cevovodi, ki bodo polno uporabljeni ob povečanju moči pred letom 2050. Omrežje za prevoz CO2 je zdaj dolgo približno 8 800 km, zanj pa je potrebna investicija v skupni višini 9,1 milijarde evrov. Prva regionalna omrežja se vsepovsod po Evropi oblikujejo okrog prvih obratov za predstavitve. Analiza Skupnega razvojnega centra poudarja tudi koristi evropske koordinacije, če naj Evropa doseže optimalno rešitev za prevoz CO2, njeni rezultati namreč kažejo, da utegne do leta 2030 pri čezmejnem prevozu CO2 sodelovati do 16 držav članic EU.

[pic]Druga analiza, ki jo je leta 2010 izvedel Arup in ki je osredotočena na izvedljivost vseevropskih infrastruktur za CO2[85], želi ugotoviti, kakšno bi bilo optimalno omrežje za prevoz CO2 v Evropi in kako bi se s časom razvijalo, pri tem pa se opira na vnaprej določene količine CO2, ugotavljanje primernih mest za shranjevanje in na pristop maksimalnega znižanja stroškov. Izračuni po najprevidnejšem scenariju kažejo, da bi bilo leta 2030 za 50 Mt prenesenega CO2 omrežje dolgo 6 900 km. Študija trdi, da bo zaradi pomanjkanja zmogljivosti za shranjevanje v nekaterih državah le čezmejno omrežje omogočalo obsežnejše uvajanje CCS.

Te ugotovitve potrjuje študija o zmogljivosti EU za geološko shranjevanje CO2 (EU Geocapacity study (2009))[86]: prihodnje omrežje za prevoz CO2 je zelo odvisno od razpoložljivih zmogljivosti za shranjevanje na kopnem ali od razpoložljivosti in razvoja priobalnih formacij soli. Ob upoštevanju ravni ozaveščenosti javnosti glede shranjevanja CO2 in tehnologije CCS na splošno študija predlaga, da je treba dati prednost shranjevanju v priobalnih formacijah soli. Študija tudi poudarja, da zmogljivosti za shranjevanje še ni mogoče potrditi, zato je potrebno še nekaj dela, da se preverijo resnične možnosti za shranjevanje. Vendar pa bo v bližnji prihodnosti glavno gonilo razvoja CCS cena CO2, ki je zelo negotova in je odvisna od razvoja sistema za trgovanje z emisijami. Zato je treba vsako analizo, ki predstavlja morebitno omrežje za CO2 po letu 2020, obravnavati zelo previdno.

Vse študije potrjujejo, da bo razvoj omrežja za CO2 v Evropi določen z razpoložljivostjo lokacij za shranjevanje in ravnjo uvajanja CCS, pa tudi z zdajšnjo stopnjo usklajenosti za njegov razvoj. Razvoj integriranih omrežij cevovodov in naprav za natovarjanje, v začetni fazi načrtovanih in zgrajenih na regionalni ali nacionalni ravni in ob upoštevanju prevoznih potreb mnogoterih virov CO2, bi izkoristil prednosti ekonomije obsega in v življenjski dobi cevovoda omogočil povezavo dodatnih virov CO2 s primernimi ponori[87]. Taka integrirana omrežja bi se dolgoročno razširila in med seboj povezala, tako da bi dosegla lokacije virov in shranjevanja po celi Evropi, podobno kot današnja plinska omrežja.

Priporočila

Ko bo CCS postal komercialno vzdržen, bodo cevovodi in infrastruktura za natovarjanje, zgrajeni za predstavitvene projekte, postali žariščne točke za prihodnje omrežje EU. Pomembno je, da je to na začetku razdrobljeno strukturo mogoče načrtovati tako, da bo v poznejši fazi zagotavljala združljivost po vsej Evropi. Upoštevati bo treba izkušnje na področju integracije na začetku razdrobljenih omrežij, kot so plinska omrežja, da se prepreči podobno težaven proces za oblikovanje enotnih trgov.

Opraviti je treba pregled tehničnih in praktičnih načinov delovanja omrežja za CO2 in poiskati dogovor o skupni viziji. Za razprave o morebitnih ukrepih na tem področju je treba uporabiti Delovno skupino za trajnostna fosilna goriva (Sustainable Fossil Fuels Working Group) za dialog zainteresiranih strani (v okviru berlinskega foruma). Za zbiranje izkušenj na podlagi delujočih predstavitvenih projektov se lahko uporabi projektna mreža CCS (CCS Project Network). To bo po drugi strani omogočilo oceniti, ali in do katerega obsega je potreben morebiten poseg EU.

Podpirati je treba tudi regionalno sodelovanje, da bi spodbudili razvijanje grozdov, ki bodo prva faza morebitnega prihodnjega integriranega evropskega omrežja. Obstoječe podporne strukture, vključno s projektno mrežo CCS in Skupino za izmenjavo informacij, ustanovljeno na podlagi Direktive 2009/31/ES o geološkem shranjevanju CO2, lahko pospešijo razvoj regionalnih grozdov. To bi lahko med drugim vključevalo oblikovanje posebnih osredotočenih delovnih skupin in izmenjavo znanja o tem predmetu v okviru Projektne mreže CCS, izmenjavo najboljših praks o izdaji dovoljenj in čezmejno sodelovanje pristojnih organov v okviru Skupine za izmenjavo informacij. Komisija bo za izmenjavo obstoječega

znanja o regionalnih grozdih in središčih po celem svetu uporabila tudi svetovne razpravne forume za CCS.

Komisija bo tudi nadaljevala pripravo zemljevida evropske infrastrukture za CO2, ki lahko pospeši načrtovanje še naprednejše infrastrukture, in se osredotočila na vprašanje stroškovne učinkovitosti. Pomemben del te naloge bo ugotavljanje lokacije, zmogljivosti in razpoložljivosti prostora za shranjevanje, zlasti na morju. Da bi zagotovili, da bodo rezultati oblikovanja takega zemljevida primerljivi po vsem kontinentu in da se bodo lahko uporabili za optimalno zasnovo omrežja, se bo poskušala izdelati enotna metodologija za ocenjevanje zmogljivosti shranjevanja. Zaradi preglednosti, kar zadeva shranjevanje in CCS na splošno, bo Komisija objavila evropski Atlas shranjevanja CO2, ki bo omogočal vpogled v možnosti shranjevanja.

[1] Sklepi Predsedstva, Evropski svet, marec 2007.

[2] 30 % ob ustreznih pogojih

[3] COM(2010) 639.

[4] Strategija Evropa 2020 – COM(2010) 2020

[5] Sklepi predsedstva Evropskega Sveta z dne 19./20. marca 2009, 7880/09.

[6] Smernice TEN-E in Finančna uredba TEN. Gl. poročilo o izvajanju vseevropskih energetskih omrežij v obdobju 2007–2009, COM(2010) 203.

[7] Podrobnejšo analizo najdete v prilogi in Oceni učinka, ki spremljata to sporočilo.

[8] Uvedba v velikem obsegu bo zahtevala razvoj znatne infrastrukture za prenos in shranjevanje vodika.

[9] Podatek temelji na nacionalnih akcijskih načrtih za obnovljivo energijo, priglašenih pri Komisiji s strani 23 držav članic

[10] Gl. uredbo o zanesljivosti oskrbe s plinom, (ES) št. 994/2010

[11] Direktivi 2009/72/ES in 2009/73/ES, uredbe (ES) št. 713, (ES) št. 714 in (ES) št. 715/2009.

[12] Uredba (ES) št. 994/2010

[13] Javna posvetovanja o zeleni knjigi „Varnemu, trajnostnemu in konkurenčnemu evropskemu energetskemu omrežju naproti“, COM(2008) 737 konč.

[14] ENTSO-E, 10-letni razvojni načrt omrežja, junij 2010

[15] Gl. priloženo oceno učinka

[16] Izračuni modela PRIMES.

[17] Gl. priloženo oceno učinka

[18] Gl. priloženo oceno učinka

[19] 500 projektov, ki so jih opredelili nacionalni upravljavci prenosnega omrežja, se nanaša na celotno EU, Norveško, Švico in Zahodni Balkan. Na seznamu ni lokalnih, regionalnih ali nacionalnih projektov, za katere je bilo ocenjeno, da niso evropskega pomena.

[20] Pričakuje se, da bo pristop naslednje izdaje TYNDP, načrtovane za leto 2012, bolj usmerjen „od zgoraj navzdol“ („top-down“) in da bo predpostavljal uresničitev pravnih obveznosti za leto 2020 glede vključitve obnovljivih virov energije in zmanjšanj emisij z upoštevanjem obdobja po letu 2020 ter da bo obravnaval te pomanjkljivosti.

[21] To vključuje Severno morje in severozahodna morja.

[22] Verjetno je sicer, da bo to omrežje na koncu temeljilo na tehnologiji DC (enosmerni električni tok), treba pa ga je graditi po korakih, tako da bo zagotovljena združljivost s sedanjim omrežjem AC (izmenični električni tok).

[23] Gospodarski, socialni in okoljski učinki projektov bodo ocenjeni v skladu s skupno metodo, navedeno v naslednjem poglavju.

[24] Glej Deklaracijo z vrha V4+ v Budimpešti o varnosti preskrbe z energijo z dne 24. februarja 2010.

[25] Gl. priloženo oceno učinka.

[26] Vključno zlasti z ustrezno okoljsko zakonodajo EU

[27] Glej npr. www.reshare.nu.

[28] Glej npr. „Navodila za analizo stroškov in koristi investicijskih projektov“ (Guide to cost-benefit analysis of investment projects), julij 2008:

http://ec.europa.eu/regional_policy/sources/docgener/guides/cost/guide2008_en.pdf

[29] Prim. člen 37 Direktive 2009/72/ES in člen 41 Direktive 2009/73/ES.

[30] Zlasti sklad Marguerite, instrument za posojilna jamstva za projekte TEN-T, sklad za financiranje na podlagi delitve tveganja, Jessica, Jaspers.

[31] Pregled proračuna EU, sprejet 19. oktobra 2010.

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

[33] V odsotnosti nadaljnjih političnih ukrepov in pod določenimi predpostavkami.

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

[35] Po tem scenariju se predpostavlja, da bosta dosežena dva zavezujoča cilja za obnovljive vire energije in zmanjšanje emisij. V osnovi za model PRIMES, ki temelji samo na nadaljevanju politik, ki se že izvajajo, ti cilji niso doseženi.

[36] Natančnejša analiza posledic je v Delovnem dokumentu Komisije, ki spremlja Sporočilo Komisije „Analiza možnosti, da se preseže ciljno 20-odstotno zmanjšanje emisij toplogrednih plinov, in ocena tveganja selitve industrijskih virov toplogrednih plinov izven EU“ – COM(2010) 265. Osnovni podatki in analiza Del II – SEC(2010) 650.

[37] Vsi nižji podatki se nanašajo na referenčni scenarij PRIMES, višji pa so izpeljani iz okoljskega scenarija Eurogas, ki je bil objavljen maja 2010 na podlagi zbirke ocen članic Eurogasa od spodaj navzgor.

[38] Glej presojo vpliva na spletni strani http://ec.europa.eu/energy/security/gas/new_proposals_en.htm

[39] Ustrezni podatki za leto 2030 so 36 % in 20 %. Referenčni scenarij za leto 2030 ne upošteva morebitnih prihodnjih politik obnovljivih virov energije v EU ali v posameznih državah članicah po letu 2020.

[40] Avstrija, Bolgarija, Češka, Ciper, Nemčija, Danska, Grčija, Španija, Finska, Francija, Irska, Italija, Latvija, Litva, Luksemburg, Malta, Nizozemska, Portugalska, Romunija, Švedska, Slovaška, Slovenija in Združeno kraljestvo.

[41] „Napovedi energije iz obnovljivih virov, kot so objavljene v nacionalnih akcijskih načrtih za obnovljive vire energije evropskih držav članic (Renewable Energy Projections as Published in the National Renewable Energy Action Plans of the European Member States)“, posodobljene informacije za 19 držav. L.W.M. Beurskens, M. Hekkenberg. Nizozemski energetski raziskovalni center, Evropska okoljska agencija. 10. septembra 2010. Na voljo na: http://www.ecn.nl/docs/library/report/2010/e10069.pdf

[42] 50 Mt v skladu z referenčnim scenarijem PRIMES in 272 Mt v skladu z osnovo za model PRIMES glede na višjo ceno CO2.

[43] Zemljevida prikazujeta mejne zmogljivosti, in sicer delež zagotovljene zmogljivosti (razen variabilnih obnovljivih virov)/vse zmogljivosti (vključno z variabilnimi obnovljivimi viri) glede na povpraševanje po električni energiji v konicah, kot sta jih pripravila KEMA in Imperial College London za vse države članice EU ter Norveško in Švico leta 2020, na podlagi referenčnega scenarija PRIMES (vir: KEMA in Imperial College London).

[44] Vir: KEMA in Imperial College London

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

[46] Model omrežja, ki sta ga pripravila Imperial College London in KEMA, uporablja pristop „težišča“, po katerem je elektroenergetsko omrežje vsake države članice predstavljeno z enim samim vozlom, nato pa se izračunava zmogljivost prenosa v vozel in iz njega. S tem povezani naložbeni model primerja stroške širitve mreže med državami članicami s stroški naložb v dodatne proizvodne zmogljivosti, na podlagi določenih predpostavljenih vhodnih stroškov, in ocenjuje stroške optimalne medsebojne povezave med državami članicami na tej podlagi.

[47] na zemljevidu zaradi jasnosti niso prikazane naslednje zmogljivosti medsebojnih povezav: Avstrija–Švica (470 MW); Belgija–Luksemburg (1000 MW); Nemčija–Luksemburg (980 MW); Norveška–Nemčija (1400 MW); Švica–Avstrija (1200 MW).

[48] COM(2008) 781. Sporočilo tudi poudarja, da „[priobalno omrežje v Severnem morju] mora […] postati eden od gradnikov prihodnjega evropskega nadomrežja. V tem osnutku morajo biti opredeljeni koraki in časovni načrt, ki se jih je treba držati, ter morebitni posebni ukrepi, ki jih je treba sprejeti. Izdelati ga morajo države članice in regionalni udeleženci, po potrebi pa je treba pomagati z ukrepi na ravni Skupnosti.“ V sklepih Sveta za energijo dne 19. februarja 2009 je bilo pojasnjeno, da bi moral načrt obsegati Severno morje (vključno z območjem Rokavskega preliva) in Irsko morje.

[49] Države, ki sodelujejo v NSCOGI, so Belgija, Nizozemska, Luksemburg, Nemčija, Francija, Danska, Švedska, Združeno kraljestvo, Irska in Norveška.

[50] Tudi Irska je pripravila osnoven in ambicioznejši izvozni scenarij. Po slednjem bi bili podatki naslednji: več kakor 40 GW vetrne energije iz naprav na morju in 2,1 GW drugih morskih obnovljivih virov energije bi ustvarilo 139 TWh leta 2020. Za EU v celoti (ob upoštevanju osnovnega scenarija za Irsko) bi leta 2020 ocenjene zmogljivosti za vetrno energijo iz naprav na morju znašale več kakor 42 GW, mogoča letna proizvodnja električne energije pa več kot 137 TWh.

[51] Na podlagi analize stroškov in koristi je študija priobalnih omrežij, ki so jo pripravili 3E in partnerji, financiral pa Program inteligentne energije za Evropo, pokazala, da so radialne povezave smiselne v oddaljenosti 50 km od povezave na kopnem. Za večje razdalje (od 50 do 150 km) od povezave z omrežjem na kopnem je koncentracija vetrnih elektrarn odločilni dejavnik za koristnost povezovanja v grozde. Če so zmogljivosti v radiju 20 km (v nekaterih primerih 40 km) okoli vozlišča, in če je to najzmogljivejše, ki je na voljo za visokonapetostne kable za enosmerni tok, bi bila koristna skupina s povezavo z vozliščem. Pri razdaljah nad 150 km so vozlišča priobalnih omrežij običajna rešitev. Več informacij je na voljo na: www.offshoregrid.eu. Videti je, da so na ravni držav članic ti rezultati potrjeni: koristi povezovanja v skupine ali modularnejša oblika so bili obravnavani na Nizozemskem za njeno drugo fazo razvoja vetrnih elektrarn na morju. Glede na majhnost vetrnih elektrarn in kratko razdaljo od obale pa je ocena pokazala, da združevanje v skupine ni stroškovno učinkovitejši pristop v tej fazi.

[52] V skladu s študijo priobalnih omrežij bi razvoj močne infrastrukture priobalnih omrežij do leta 2020 stal 32 milijard EUR in do leta 2030 do 90 milijard EUR ob upoštevanju radialnih povezav. Ob povezovanju v skupine bi se stroški infrastrukture zmanjšali na 75 milijard EUR do leta 2030.

[53] Integrirani razvoj bi lahko sledil dvema glavnima dejavnikoma. Če se najprej razvije povezovalni daljnovod, bi se lahko vetrne elektrarne povezale pozneje. Če se najprej razvijejo povezave za vetrne elektrarne, bi se pozneje lahko razvili povezovalni daljnovodi med vozlišči namesto gradnje novih povezovalnih daljnovodov od obale od obale.

[54] Delovni projekt (Work package) D4.2 „Štirje scenariji priobalnih omrežij za Severno in Baltsko morje (Four Offshore Grid scenarios for the North and Baltic Sea)“ (Študija priobalnih omrežij (OffshoreGrid study), julij 2010). Več informacij je na voljo na http://www.offshoregrid.eu/images/pdf/pr_pr100978_d4%202_20100728_final_secured.pdf.

[55] Treba je razviti integrirane rešitve, ki združujejo povezave med vetrnimi elektrarnami na morju in trgovske medsebojne povezave z drugo državo, ali čezmejne povezave vetrne elektrarne (ki je v teritorialnih vodah ene države, vendar je povezana z omrežjem druge države).

[56] Na teh razpisih lahko sodelujejo vsa podjetja, kar ustvarja konkurenčno okolje za razvoj in delovanje nove mreže.

[57] NSCOGI uporablja regionalni pristop, vodijo jo sodelujoče države članice, gradi pa na obstoječih delih in drugih pobudah. Njene članice se nameravajo dogovoriti o strateškem delovnem načrtu z memorandumom o soglasju, ki ga bodo podpisale do konca leta 2010.

[58] ENTSO-E pilot TYNDP.

[59] Med postopkom združitve s pridobitvijo skupnega nadzora nad družbo Hidrocantábrico leta 2002 sta EDF-RTE in EDF ponudila povečanje komercialne zmogljivosti medsebojne povezave, ki je takrat znašala 1 100 MW, za najmanj 2 700 MW (zadeva COMP/M.2684 - EnBW / EDP / CAJASTUR / HIDROCANTÁBRICO – odločba z dne 19. marca 2002).

[60] „Study on the Financing of Renewable Energy Investment in the Southern and Eastern Mediterranean Region“, Osnutek končnega poročila MWH, avgust 2010. Študija je zajela naslednje države: Alžirijo, Egipt, Izrael, Jordanijo, Libanon, Maroko, Sirijo, Tunizijo in Zahodni breg/Gazo.

[61] ENTSO-E pilot TYNDP.

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

[63] Med osmimi državami je neto povpraševanje največjega trga (Madžarske) po uvozu v letu 2007 znašalo 8,56 Mtoe (Eurostat), medtem ko je povpraševanje vseh sedmih trgov skupaj znašalo 41 Mtoe; primerjalno je nemški uvoz znašal približno 62 Mtoe.

[64] Glej Deklaracijo z vrha V4+ v Budimpešti o energetski varnosti z dne 24. februarja 2010 (http://www.visegradgroup.eu/). V smislu Deklaracije so države V4+ Republika Češka, Republika Madžarska, Republika Slovaška in Republika Poljska (kot države članice Višegrajske skupine), Republika Avstrija, Bosna in Hercegovina, Republika Bolgarija, Republika Hrvaška, Republika Srbija, Republika Slovenija in Romunija.

[65] Cilj Novega evropskega prenosnega sistema (NETS) je olajšati razvoj konkurenčnega, učinkovitega in likvidnega regionalnega trga s plinom, ki obenem krepi zanesljivost oskrbe z oblikovanjem poenotene infrastrukturne platforme, ki bo izboljšala raven sodelovanja med regionalnimi upravljavci prenosnega omrežja oziroma njihovo integriranje.

[66] Baltsko morje je eno od najbolj prometnih morij na svetu in pomeni več kot 15 % svetovnega tovornega prometa (3 500–5 000 ladij na mesec). Okrog 17–25 % teh ladij so tankerji, ki prevažajo približno 170 milijonov ton nafte na leto.

[67] Turške ožine sestavljajo Bospor in Dardanele in prek Marmarskega morja povezujejo Črno morje z Egejskim morjem. Na najožji točki so široke manj kot kilometer in so zaradi vijugaste geografije in gostega prometa (50 000 plovil, od tega 5 500 naftnih tankerjev, na leto) navigacijsko med najtežjimi in najnevarnejšimi vodnimi potmi na svetu.

[68] Ruski upravljavec naftovoda Transneft je leta 2006 ob odkritju puščanja na naftovodu Druzhba ustavil dobavo surove nafte litvanski rafineriji Mažeikiai, ki je edina rafinerija nafte v Baltskih državah. Ta del naftovoda je od takrat zaprt.

[69] „Tehnični vidiki variabilne uporabe naftovodov, ki prihajajo v EU iz tretjih držav“ ( Technical Aspects of Variable Use of Oil Pipelines coming into the EU from Third Countries ), študija ILF in Purvin & Gertz za Evropsko komisijo, 2010.

[70] ERGEG in evropska delovna skupina za pametna omrežja opredeljujeta pametna omrežja kot elektroenergetska omrežja, ki lahko stroškovno učinkovito integrirajo vedenje in dejanja vseh uporabnikov, ki so z njimi povezani – proizvajalcev, potrošnikov in tistih, ki so oboje – da se zagotovijo gospodarsko učinkoviti, vzdržni električni sistemi z nizkimi izgubami ter visokimi stopnjami kakovosti in zanesljivosti oskrbe in varnosti. Več informacij na http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/taskforce_en.htm.

[71] Poročilo ERGEG, predstavljeno in razširjeno na letnem forumu Citizens' Energy Forum v Londonu septembra 2009, pomeni najnovejši in najbolj dopolnjen pregled nad stanjem uvajanja pametnih števcev v Evropi. Na voljo na:http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/forum_citizen_energy_en.htm

[72] „Učinki informacijskih in komunikacijskih tehnologij na energetsko učinkovitost“ ( Impacts of Information and Communication Technologies on Energy Efficiency ), končno poročilo Bio Intelligence Service, september 2008. S podporo DG INFSO Evropske komisije.

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

[74] Priloga 1 Direktive 2009/72/ES in Priloga 1 Direktive 2009/73/ES zahtevata, da države članice zagotovijo izvajanje inteligentnih merilnih sistemov, ki pomagajo dejavnemu sodelovanju potrošnikov na trgu oskrbe z energijo. Države članice lahko do 3. septembra 2012 pripravijo ekonomsko oceno te obveznosti. Po direktivi o električni energiji, ki uvedbo pametnih števcev ocenjuje pozitivno, naj bi bilo do leta 2020 z inteligentnimi merilnimi sistemi opremljenih najmanj 80 % potrošnikov.

[75] Priloga 3 Direktive 2006/32/ES.

[76] Člen 16 Direktive 2009/28/ES.

[77] Delovna skupina za pametna omrežja – vizija in program dela:http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/work_programme.pdf

[78] Nizozemski parlament je leta 2009 zavrnil osnutek zakona o uvedbi pametnih omrežij na podlagi pomislekov glede varstva podatkov.

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

[80] To lahko pomeni, da bodo deli električnih vodov potekali pod zemljo, pri čemer je treba upoštevati, da so investicijski stroški za podzemne kable najmanj 3- do 10-krat višji od stroškov za nadzemne vode. Glej „Izvedljivost in tehnični vidiki delne postavitve izjemno visokonapetostnih električnih vodov pod zemljo“ (Feasibility and technical aspects of partial undergrounding of extra high voltage power transmission lines), skupni dokument ENTSO-E in Europacable. November 2010.

[81] Za to bo skupno podjetje za gorivne celice in vodik v okviru načrta SET do konca leta 2010 začelo prvo študijo o načrtovanju infrastrukture EU za vodik, ki bo utrla pot komercialni uporabi, ki se bo začela okrog leta 2020.

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

[83] „Razvoj obsega in investicijske zahteve vseevropskega omrežja za prevoz CO2“( The evolution of the extent and the investment requirements of a trans-European CO2 transport network ), Evropska komisija, Skupni raziskovalni center, EUR 24565 EN. 2010.

[84] Predimenzionirani cevovodi so prikazani rdeče, cevovodi, ki delujejo s polno zmogljivostjo, pa modro.

[85] „Izvedljivost vseevropskih infrastruktur za CO2“ ( Feasibility of Europe-wide CO 2 infrastructures ), študija Ove Arup & Partners Ltd za Evropsko komisijo. September 2010.

[86] „EU GeoCapacity – Ocena evropske zmogljivosti za geološko shranjevanje ogljikovega dioksida ( Assessing European Capacity for Geological Storage of Carbon Dioxide )“, št. projekta SES6-518318. Končno poročilo na voljo na: http://www.geology.cz/geocapacity/publications

[87] Predhodna tehnična študija zasnove ( Pre-Front End Engineering Design Study ) omrežja CCS za regijo Yorkshire in Humber je pokazala, da bi bila začetna naložba v rezervno zmogljivost cevovoda stroškovno učinkovita, čeprav bi se poznejše inštalacije omrežju priključile šele do 11 let pozneje. Študija je tudi potrdila izkušnje iz drugih sektorjev, tj. da bi vlaganje v integrirana omrežja spodbudilo uvajanje tehnologij CCS v večjem okviru, s tem da bi združilo postopke pridobivanja dovoljenj, znižalo stroške povezovanja virov CO2 s ponori in zagotavljanjem, da se zajeti CO2 lahko shrani takoj, ko naprave za zajemanje začnejo delovati.