V Bruselu dne 15.5.2007

KOM(2007) 250 v konečném znění

SDĚLENÍ KOMISE RADĚ A EVROPSKÉMU PARLAMENTU

Zpráva o zkušenostech získaných při uplatňování nařízení (ES) č. 1228/2003

„Nařízení o přeshraničním obchodu s elektřinou“

SDĚLENÍ KOMISE RADĚ A EVROPSKÉMU PARLAMENTU

Zpráva o zkušenostech získaných při uplatňování nařízení (ES) č. 1228/2003

„Nařízení o přeshraničním obchodu s elektřinou“

(Text s významem pro EHP)

1. Úvod

Touto zprávou Komise splňuje svou povinnost stanovenou v článku 14 nařízení (ES) č. 1228/2003 o podmínkách přístupu do sítě pro přeshraniční obchod s elektřinou [1], zveřejnit zprávu o zkušenostech získaných při uplatňování nařízení. Cílem uvedeného nařízení je stanovit spravedlivá pravidla pro přeshraniční obchod s elektřinou a tím zlepšit hospodářskou soutěž na vnitřním trhu s elektřinou. Nařízení ustavuje mechanismus plateb za přeshraniční toky elektřiny, stanoví harmonizované zásady pro poplatky za přenos a pravidla pro přidělování dostupných kapacit pro propojení vnitrostátních přenosových soustav.

2. Vývoj objemů přeshraničního obchodování

Přeshraniční toky elektřiny v Evropě se od otevření trhu rok od roku mírně zvyšují. Avšak pouze průměrně 10 % elektřiny spotřebované v EU je přenášeno přes hranice členských států. Graf 1 znázorňuje celkový vývoj fyzických přeshraničních toků v zemích EU-27 a v Norsku a Švýcarsku.

(...PICT...)

Graf 1: Vývoj přeshraničních toků elektřiny mezi členskými státy EU, Norskem a Švýcarskem (procentuální podíl přeshraničních toků na hrubé spotřebě elektřiny).

Graf 2 znázorňuje objemy přeshraničních toků uvnitř a mezi jednotlivými evropskými regiony vymezenými v pozměněných obecných zásadách pro řízení přetížení [2], k nimž byla přidána i jihovýchodní Evropa (JVE). Země patřící do několika regionů byly v tomto grafu zařazeny do regionu, k němuž mají nejsilnější fyzickou vazbu. Švýcarsko proto bylo zařazeno do regionu středozápadní Evropa a Norsko do regionu severní Evropa. Graf poskytuje pouze hrubý pohled na skutečný stav a nezachycuje všechny rysy geografických trhů. Např. trhy v Německu a Rakousku jsou ve skutečnosti do značné míry vzájemně propojené.

(...PICT...)

Graf 2: Spotřeba elektřiny a obchod s elektřinou v evropských regionech v roce 2005 [3]

Z Grafu 2 vyplývá, že největším regionem je středozápadní Evropa (SZE) s roční spotřebou 1 310 TWh. SZE si vyměňuje významné objemy elektřiny se všemi sousedními regiony, zejména s Itálií (41 TWh) a středovýchodní Evropou (SVE) (35 TWh). Až donedávna bylo Pobaltí oddělené od ostatních regionů EU, avšak tato izolace skončila v prosinci 2006, kdy bylo do provozu uvedeno propojovací zařízení mezi Estonskem a Finskem.

Z celkové spotřeby v těchto regionech (3 271 TWh) připadá 6,5 % (213 TWh) na přeshraniční výměnu uvnitř regionů, 4,3 % (141 TWh) na výměnu mezi regiony a 0,7 % (24 TWh) na obchodování se třetími zeměmi. Je však nutné si uvědomit, že fyzické toky jsou pouze zástupným údajem o skutečných objemech obchodovaných přes hranice. Po odečtení opačných toků může být hrubý objem obchodů větší než fyzické toky. Stejně tak vzhledem k obtokům a vzhledem k současné metodě výpočtu kapacity, která dostatečně nezohledňuje dopad na třetí země, objemy obchodů zřídka odpovídají fyzickým tokům.

Ze současných modelů obchodování mezi regiony a z odpovídajících kapacit propojení se zdá být zjevné, že existují možnosti pro další integraci regionů směrem k celoevropskému trhu. To povede k vyšší cenové konvergenci mezi regiony s podobnou strukturou zdrojů a k lepšímu využívání možností volby trhů pro obchodování mezi regiony s rozdílnou strukturou zdrojů, např. mezi trhy SZE a severní Evropy.

Obecně lze konstatovat, že se všechny možnosti pro přeshraniční obchodování ještě zdaleka nevyužívají. Potvrdily to i výsledky odvětvového průzkumu na trzích s elektřinou a plynem [4]. Tento stav je do jisté míry způsoben nedostatečnou integrací trhů pro velkoobchodní a vyrovnávací obchody. V ostatních případech řada zemí stále ještě nemá spolehlivé cenové signály pro rozhodování o přeshraničním obchodování.

3. Vývoj metod přeshraničního obchodování

Přijetím pozměněných obecných zásad pro řízení přetížení byl učiněn krok vpřed v rámci utváření vnitřního trhu EU s elektřinou. Tyto obecné zásady obsahují praktické pokyny pro realizaci některých principů, které již byly vtěleny do nařízení 1228/2003. Úhelnými kameny obecných zásad jsou rozčlenění EU na regiony (sedm regionů plus jihovýchodní Evropa), závazek provozovatelů přenosových soustav (PPS) k provozování společného systému pro koordinovaný výpočet a přidělování kapacit, a v neposlední řadě též požadavky na průhlednost.

Metody pro přidělování kapacit, které jsou v současnosti používány na přetížených propojeních, zahrnují (viz též graf v příloze 1):

(1) retenční metodu (kapacitu drží vertikálně propojená společnost);

(2) přednostní přidělování pro nástupnické smlouvy;

(3) explicitní aukce;

(4) implicitní aukce;

(5) pro vnitrodenní přidělování platí zásada přidělování podle pořadí a v příslušném poměru.

Požadavky nařízení 1228/2003 splňují pouze koordinované explicitní a implicitní aukce. Na některých starších obchodních trasách se nicméně nadále používá retenční metoda a v ojedinělých případech stále ještě dochází k přednostnímu přidělování na základě starých smluv, a to i přes usnesení Evropského soudního dvora ve věci C-17/03 [5]. Komise již v těchto případech podnikla právní kroky.

V budoucnosti bude stále více kapacit přidělováno prostřednictvím implicitních aukcí. Metoda takzvaného tržního párování, vypracovaná organizací ETSO a asociací evropských operátorů trhů s elektřinou (EuroPex), má v současnosti nejvyšší potenciál pro skutečnou integraci evropského trhu s elektřinou prostřednictvím implicitních aukcí na následující den. Z odvětvového průzkumu [6] vyplynulo, že explicitní aukce v současné podobě vedou k neefektivnímu využívání propojovacích kapacit a brání integraci trhu.

V minulosti výpočet kapacity přeshraničních toků do značné míry vycházel z metodiky čisté přenosové kapacity (Net Transfer Capacity – NTC), vypracované provozovateli evropských přenosových soustav (ETSO). Před nedávnem byly navrženy sofistikovanější metody výpočtu kapacity, které jsou s přidělováním kapacit integrované a jsou nutné ke splnění požadavků pozměněných obecných zásad pro řízení přetížení. Jako nejperspektivnější se jeví metoda založená na tocích. Podle této metody je dostupná kapacita vypočítána v rámci modelu globální sítě, aniž by celková kapacita byla předběžně suboptimálně disagregována do bilaterálních hodnot NTC. Metoda založená na tocích je schopná zajistit, aby výsledné fyzické toky od všech zúčastněných PPS udržovaly síť v mezích bezpečného provozu. Tato metoda je při použití ve značně husté přenosové soustavě potenciálně velice přínosná.

K úspěšnému provádění nových opatření, zejména opatření uvedených v pozměněných obecných zásadách pro řízení přetížení, je však nezbytné nadále vyvíjet značné úsilí. V důsledku toho nebylo možné všechny hlavní projekty realizovat do dne 1. ledna 2007, což byla lhůta pro zavedení společného systému pro koordinovaný výpočet a přidělování kapacit podle pozměněných obecných zásad pro řízení přetížení. Tyto obtíže jsou v prvé řadě technické povahy, neboť před spuštěním je nutno systém otestovat a zajistit jeho stabilitu. Za druhé, dosáhnout dohody o změnách výsledků trhu je do značné míry politická výzva. I kdyby lepší metoda zvýšila celkový přínos pro účastníky trhu a zajišťovala by bezpečný a efektivnější způsob využívání stávající infrastruktury, mohla by vést ke snížení kapacity přidělované na některých hranicích.

Určitého pokroku bylo dosaženo ve vývoji přístupu k vnitrodennímu přeshraničnímu obchodování. To také požadují pozměněné obecné zásady pro řízení přetížení, které budou závazné od 1. ledna 2008.

Vnitrostátní regulátoři trhu a Komise budou provádění pozměněných obecných zásad pro řízení přetížení bedlivě sledovat. Komise je pro případ neplnění nových obecných zásad připravena zahájit příslušná penalizační řízení.

4. Vyrovnávací mechanismus mezi PPS

Nařízení 1228/2003 rovněž stanoví rámec, v němž vyrovnání za využívání sousedních sítí již není založeno na explicitních platbách za jednotlivé obchodní případy (poplatky za přeshraniční toky nebo tranzitní poplatky), nýbrž vychází z globálního vyrovnávacího mechanismu založeného na fyzických tocích. To je velice vhodné ve značně husté síti, kde se opačné obchodní toky vzájemně vyrovnávají a fyzické toky téměř nikdy neodpovídají smluvní trase.

K pokroku ve vyrovnávacím mechanismu mezi PPS dochází na základě dobrovolnosti v rámci tzv. florentského procesu. První dobrovolná dohoda byla uzavřena v březnu 2002 mezi členy ETSO, ačkoli stále ještě stanovila poplatek za přeshraniční přenos ve výši 1 EUR/MWh, který byl vybírán buď souhrnně, nebo z vývozních a dovozních obchodních případů, podle jednotlivých zemí. V roce 2003 se tento poplatek snížil na 0,5 EUR/MWh a v roce 2004 byl s konečnou platností zrušen.

Dobrovolná dohoda mezi PPS je založena na metodě, která je zjednodušením reálných přeshraničních toků. Toto zjednodušení však má několik nedostatků, které jsou pro některé účastníky nadále neúnosné a finančně neudržitelné. Organizace ETSO průběžně usilovala o zlepšení této metodiky a navrhla tzv. model IMICA (Improved Modelling for Infrastructure Cost Allocation – zlepšené modelování rozdělování nákladů na infrastrukturu), který řeší některé nedostatky předchozího systému. Avšak vzhledem k tomu, že metoda je velice složitá a stále ještě probíhají jednání o zásadách metody vyrovnání mezi PPS, zavádí se v roce 2007 nový prozatímní vyrovnávací mechanismus mezi PPS s některými vylepšeními.

Skupina evropských regulátorů pro elektřinu a plyn (European Regulators' Group for Electricity and Gas – ERGEG) průběžně usilovala o vypracování obecných zásad pro vyrovnávání mezi PPS, které by následně přijala Komise ve smyslu nařízení 1228/2003. Po několika pokusech a několika navržených metodách, z nichž poslední a nejperspektivnější byla metoda IMICA, nebylo v rámci ERGEG do konce roku 2006 dosaženo žádné dohody.

Komise stále zvažuje, zda činnost ERGEG v každém případě představuje dostatečný základ pro přijetí obecných zásad v součinnosti s výborem pro přeshraniční obchod s elektřinou ustaveným v souladu s článkem 13 nařízení č. 1228/2003.

5. Harmonizace sazeb účtovaných za přístup do sítě

Síťové sazby za přístup do přenosové soustavy se značně liší (viz též graf v Příloze 2). Průměrná síťová sazba za zatížení připojené k přenosové soustavě, tzv. platba Z (L-charge), se pohybuje v rozpětí přibližně 2 EUR/MWh (Švédsko) až přibližně 27 EUR/MWh (Dánsko – východ). Průměrná síťová sazba pro výrobce připojeného k přenosové soustavě, tzv. platba V (G-charge), se pohybuje v rozpětí 0 EUR/MWh (několik členských států) až přibližně 1,8 EUR/MWh (Irsko). Tyto rozdíly jsou zdůvodněny několika faktory. Mimo rozdílné náklady na infrastrukturu tyto sazby mohou ale nemusejí zahrnovat ztráty, místně vztažené cenové signály, systémové služby nebo platby, které přímo nesouvisí s činností PPS. Tyto ostatní platby nejčastěji zahrnují závazky k poskytování veřejné služby, např. závazek podporovat využívání obnovitelných zdrojů energie a kombinovaných zdrojů tepla a elektřiny (KTE), jakož i náklady související s deregulací trhu.

Harmonizace sazeb je nutná k zajištění rovných podmínek na trhu pro všechny účastníky a je jednou z hlavních otázek, kterými se zabývá nařízení 1228/2003. Přestože závazné obecné zásady pro stanovení úrovně sazeb se v rámci florentského procesu zpracovávají již několik let, nemohou být podle nařízení přijaty nezávisle na obecných zásadách pro vyrovnávací mechanismus mezi PPS. Cílem návrhu obecných zásad pro zpoplatnění přenosu je postupné snižování rozdílů mezi platbami V. Je tomu tak proto, že platba V je z hlediska rovných podmínek na trhu důležitější než platba Z.

6. Přetížení

Lze si všimnout, že vzorce přetížení jsou stále proměnlivější, ačkoli prozatím neexistuje žádná jednotná metoda sběru a zveřejňování dat o výskytu přetížení. V minulosti toky, u kterých běžně převažovaly dlouhodobé smlouvy, zůstávaly poměrně stabilní. Zvýšenou proměnlivost lze chápat jako důkaz lepšího fungování trhu, projevujícího se zvyšováním objemů obchodování v obou směrech propojení. V některých případech může jít též o důsledek nové obchodní strategie účastníků s dominantním postavením na jednom trhu: dochází k optimalizaci objemů přeshraničních toků.

V rámci tržních mechanismů PPS účtují poplatky v souvislosti s přetížením, které odrážejí cenový rozdíl mezi jednotlivými zónami a objem obchodované elektřiny na každém propojení. Na hranicích, kde jsou již určitou dobu uplatňovány explicitní aukce, byly v roce 2005 (2004) vybrány poplatky v následující výši [7]: Německo 158 mil. EUR (98 mil. EUR), Nizozemsko 48 mil. EUR (35 mil. EUR), Česká republika 44 mil. EUR (41 mil. EUR), Polsko 41 mil. EUR (9 mil. EUR) a Dánsko (hranice s Německem) 28 mil. EUR (19 mil. EUR). V severoevropském regionu byly v rámci systému rozdělení trhu vybrány následující úhrnné poplatky v souvislosti s přetížením [8]: 48 mil. EUR v roce 2004, 117 mil. EUR v roce 2005 a 104 mil. EUR v roce 2006. Na rok 2006 bylo uplatněno několik nových explicitních aukcí nahrazujících retenční metodu, přednostní přidělování pro nástupnické smlouvy a přidělování podle pořadí, které nejsou v souladu s nařízením 1228/2003 nebo s usnesením Evropského soudního dvora ve věci C-17/03.

Podle nařízení mohou být výnosy z přetížení použity pouze pro zaručení kapacity, budování infrastruktury nebo snižování síťových sazeb. Snižování sazeb bylo bohužel nejčastějším způsobem využití výnosů z přetížení. Investice do sítě byly upřednostňovány pouze v některých případech (v severských zemích a v Nizozemsku). Regulátoři jsou podle pozměněných obecných zásad pro řízení přetížení od roku 2007 povinni uveřejňovat výroční zprávu o výběru a způsobu použití příjmů pocházejících z přetížení.

7. Přístup konečných odběratelů k přeshraničním tokům

Hranice mezi státy a regulačními územími stále ještě představují významnou překážku skutečné integraci trhu. Střednědobým cílem je zaměřit se na regionální harmonizaci trhu a vybudování nové infrastruktury takovým způsobem, aby účastníci trhu byli hranicemi omezováni méně, než jak je tomu v současnosti. Tato situace byla do značné míry vytvořena pro účastníky velkoobchodního trhu v oblasti obsluhované severskou energetickou burzou Nord Pool. Podávají-li účastníci severského trhu nabídky na následující den, systém automaticky optimalizuje využití přeshraniční infrastruktury. Vyrovnávací trh je rovněž integrován tím, že na něm dochází k uplatňování nabídek z celého regionu. Tento severský trh však prozatím přímo nepokrývá maloobchodní trh, neboť odběratelé jsou stále ještě povinni odebírat elektřinu od dodavatelů se sídlem ve stejné zemi. Pokračují snahy směřující k vytvoření skutečného severského trhu pro konečné spotřebitele. Dalším příkladem integrace velkoobchodních trhů jsou Německo a Rakousko, přičemž v tomto regionu se jedná i o integraci maloobchodního trhu.

8. Zabezpečení dodávek

První rok platnosti nařízení, rok 2003, byl velice náročný z hlediska zabezpečení dodávek elektřiny. V září 2003 došlo v Itálii k rozsáhlým výpadkům zaviněným problémy s propojením se Švýcarskem a také selháním při omezení šíření závad. Rovněž v září 2003 došlo k velkému výpadku v jižním Švédsku a na východě Dánska. K méně významným výpadkům v roce 2003 došlo i v Londýně a Helsinkách. Zatím poslední výpadek, k němuž došlo dne 4. listopadu 2006, postihl celé synchronní území Sdružení pro koordinaci přenosu elektrické energie (UCTE). Tato událost měla původ v severním Německu a vedla k rozdělení území UCTE do tří částí a následně ke zhruba 10% omezení zatížení v západní části území s cílem zachovat integritu celé přenosové soustavy.

Vzhledem ke skutečnosti, že k významným narušením systému dochází jen velice zřídka, není zatím možné vyvozovat, zda pravděpodobnost výpadků je vyšší nebo nižší než před zvýšením přeshraničních přenosů. Výpadek, k němuž došlo v Itálii, však jasně ukázal, že PPS nemají k dispozici odpovídající rámec, který by zaručoval provoz soustavy na vysoké úrovni v celoevropském měřítku. Jejich vzájemná spolupráce byla založena na nezávazných doporučeních, jejichž plnění nebylo monitorováno ani prosazováno. Sdružení UCTE v důsledku toho zahájilo přeměnu doporučení na příručku pravidel, jejichž dodržování je prosazováno a monitorováno na základě závazné dohody mezi všemi PPS, kteří jsou členy UCTE. Tento proces doposud nebyl dokončen, ačkoli již v jeho rámci bylo dosaženo značného pokroku.

Zejména v rámci florentského procesu probíhají diskuse na téma, zda je nutné přijmout závazná bezpečnostní pravidla na evropské úrovni. To je již nyní možné na základě nařízení, ačkoli Komise se k dnešnímu dni nerozhodla učinit v tomto ohledu jakýkoli návrh.

Nedávná zpráva ETSO o přiměřenosti výrobních kapacit [9] naznačuje, že do roku 2012 nebude mít větší část evropské sítě žádné významné problémy. Po roce 2012 by mohla být situace kritická, pokud by investice probíhaly pomaleji, než jak bylo stanoveno. Situace se může poměrně rychle změnit, až budou vyhlášeny nové investice, jako např. v Itálii, Španělsku, Nizozemsku a Německu. Severské země jsou vzhledem k vysokému podílu vodních elektráren závislé na srážkách. Výrobní kapacity proto mohou představovat problém v suchých letech, jako např. v roce 2006.

Zpráva ETSO zohledňuje vliv přeshraničního propojení na přiměřenost výrobních kapacit na regionální úrovni za předpokladu, že PPS jednostranně nepřeruší propojení mezi členskými státy v případech extrémních nároků na dodávku v době energetické špičky. Chování některých PPS za těchto okolností však není dobře předvídatelné. Z některých konkrétních příkladů vyplývá, že tuzemským odběratelům bývá dávána přednost před zahraničními odběrateli. Takové jednání je v rozporu jak se směrnicí 2003/54 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou, [10] tak se směrnicí 2005/89 o opatřeních pro zabezpečení dodávek elektřiny a investic do infrastruktury [11]. Další debata o této závažné problematice bude probíhat v rámci provádění druhé uvedené směrnice.

9. Místně vztažené cenové signály

Místně vztažené cenové signály jsou základním předpokladem dobře fungujícího trhu s elektřinou. Pojem místně vztažené signály označuje libovolné sazby za přenos nebo podmínky přenosu, které krátkodobě ovlivňují distribuci vyrobené elektrické energie a dlouhodobě umístění nových výrobních zdrojů a odběratelů s vysokými nároky na odběr elektřiny.

Účinky přetížení v současnosti představují nejsilnější místně vztažený cenový signál působící v souvislosti se sítí v rámci trhu EU s elektřinou. Skutečnost, že dochází k přetížení, vlastně znamená to, že trh je rozdělen na cenové zóny a přetížení mezi jednotlivými zónami udržuje cenové rozdíly. To vysílá silný signál společnostem, které se rozhodují, kde mají realizovat investice do výrobních kapacit. Mimoto v některých zemích (Velké Británii, Švédsku a Norsku) je do sazby za přístup do sítě integrována také položka vztahující se na místně vztažený cenový signál. Tento signál by měl ovlivňovat chování jak krátkodobé (dispečink), tak dlouhodobé (investice). Na celoevropské úrovni dosud nejsou v příslušných sazbách zahrnuty žádné místně vztažené cenové signály, které by nahradily signály vyplývající z přetížení. Před tím, než bude moci být do sazeb přiměřeně zabudován celoevropský místně vztažený cenový signál, bude zřejmě nutné harmonizovat síťové sazby.

V některých členských státech však ohledně místně vztažených cenových signálů existuje vážný problém, a to zejména ve velkých zemích s jednotným cenovým prostorem a tam, kde přetížení není explicitně uznáváno. Např. v Německu existuje na severu země vysoká míra pokrytí větrnou energií, která má při distribuci přednost. Ačkoli mezi severní a jižní částí Německa existuje přetížení, udržování jednotného cenového prostoru znamená, že místně vztažený cenový signál pro výrobce používající konvenční zdroje neexistuje. Neexistencí místně vztažených cenových signálů pro výrobce trpí i jižní Švédsko a jižní Rakousko, rovněž z důvodu udržování jednotného cenového prostoru. Ve Francii existuje jednotný cenový prostor pro elektřinu a zónový sazebník pro plyn: tím vzniká přetížení v elektroenergetické přenosové soustavě, zatímco mnohem hospodárnější by bylo přepravovat spíše primární energii než samotnou elektřinu. Očekává se, že metody přidělování založené na tocích poskytnou více informací o tom, kde se v energetické soustavě nacházejí problematická místa.

10. Závěry

Během období od otevření elektroenergetických trhů v Evropě dochází k trvalému, avšak mírnému růstu objemu přeshraničních toků. Hlavní hnací silou je možnost obchodování mezi cenovými prostory s rozdílnými cenami. Metody výpočtu a přidělování kapacit prošly určitým vývojem, který potenciálně může vyústit v další zlepšování v důsledku pozměněných obecných zásad pro řízení přetížení, přijatých v listopadu 2006. Ty však budou vyžadovat metody založené na širší regionální optimalizaci využívání sítě místo zaměření na dvoustranné obchodování mezi dvěma sousedními zeměmi. Tím též dojde ke zvýšení bezpečnosti řízení fyzických toků.

Existují však signály, že přenosová soustava v určitých okamžicích pracuje při hranici své fyzické kapacity. Výpadek v Itálii, ke kterému došlo v roce 2003, a výpadek na území UCTE v roce 2006 ukázaly, jak nákladná může být jakákoli taková událost v celoevropské přenosové soustavě. Je proto důležité, aby zvyšování objemů obchodování probíhalo při současném zlepšování koordinace provozu sítě a budování nové infrastruktury, včetně modernizace stávajícího vedení, pořizování nového vedení a investování do dalších komponentů sítě tam, kde je to potřeba. Vzhledem k místně vztažené povaze elektřiny není tento růstový potenciál neomezený, nicméně stále ještě existují značné rezervy v optimalizaci využívání stávajících přenosových kapacit. Z uvedeného vyplývá, že zvyšování toků samo o sobě není cílem. Je jím spíše umožnění toků, které je nezbytným předpokladem pro přeshraniční obchod a základním prvkem dobře fungujícího vnitřního trhu s elektřinou.

Evropský trh je ve stále větší míře založen na regionálním principu. Tento vývoj probíhal nejdříve přirozenou cestou podle fyzických dispozic sítě. S vymezením regionů v pozměněných obecných zásadách pro řízení přetížení a s tím, jak skupina ERGEG vyvíjela elektroenergetické regionální iniciativy, získal regionální přístup oficiální status. Regionální přístup by však měl být považován spíše za pragmatický nástroj k vybudování celoevropského trhu. A priori neexistuje žádný závažný důvod, proč by mezi jednotlivými regiony měly existovat podstatné rozdíly v míře realizace trhu s elektřinou.

Pozměněné obecné zásady pro řízení přetížení nabyly účinnosti dnem 1. prosince 2006. Připravují se obecné zásady pro vyrovnávání mezi PPS a obecné zásady pro harmonizaci sazeb, a jejich schválení Komisí se očekává v průběhu roku 2007. Schválením těchto obecných zásad vstoupí v platnost pravidla, jejichž přijetí předpokládá nařízení 1228/2003, ovšem s výjimkou pravidel týkajících se zabezpečení a spolehlivosti. V mezidobí se zřetelně prokázalo, že je nutné řešit řadu otázek, ve vztahu k nimž nařízení nepředpokládá přijetí podrobných obecných zásad. Následující orientační výčet obsahuje aktuální problémy související s přeshraničním obchodováním, z nichž pouze některým se nařízení věnuje v plném rozsahu. Většinou z nich se však již zabývají různé iniciativy ERGEG:

(1) Pravidla pro zabezpečení a spolehlivost: pravidla upravující vztahy mezi jednotlivými PPS a zajišťující bezpečný provoz sítě. Mandát pro přijetí obecných zásad Komisí je již obsažen v článku 8 nařízení č. 1228/2003.

(2) Pravidla pro připojení: upravují vztah mezi PPS a jejich zákazníky (výrobci, distribučními společnostmi a velkými konečnými odběrateli).

(3) Pravidla pro obchodování s elektřinou: harmonizace obchodních ujednání, harmonogramů a produktů, včetně vnitrodenního obchodování.

(4) Pravidla pro průhlednost: podrobná pravidla týkající se výměny a uveřejňování údajů mezi účastníky trhu. Pravidly pro průhlednost se již zabývají pozměněné obecné zásady pro řízení přetížení.

(5) Pravidla pro vyrovnávání toků a vytváření rezerv: cílem je další integrace trhů vyrovnávání toků a vytváření rezerv. Přeshraničním vyrovnáváním se již zabývají pozměněné obecné zásady pro řízení přetížení.

(6) Pravidla pro výměnu údajů a zúčtování: cílem je integrace maloobchodního trhu pomocí dostatečně harmonizovaných pravidel pro výměnu údajů a zúčtování.

(7) Pravidla pro investiční pobídky, včetně místně vztažených cenových signálů: vytvoření evropského rámce pro účinné signály pro investice jak do výroby, tak do sítě.

O potřebnosti těchto pravidel a o tom, do jakých podrobností mají být vypracována, se bude teprve jednat, a pro zajištění potřebných vstupů bude ještě nutné vypracovat další studie. Již nyní je však zřejmé, že pro další integraci vnitřního trhu je nezbytné přijmout soudržný soubor pravidel, jak je uvedeno ve sdělení Komise o vyhlídkách vnitřního trhu s plynem a elektřinou [12]. Řada těchto pravidel již existuje, avšak pouze na úrovni jednotlivých zemí, nebo dokonce na úrovni jednotlivých společností a za rozdílného dohledu vnitrostátních regulátorů. Nesourodost těchto pravidel může být jednou z hlavních překážek integrace trhu. Sdělení o vyhlídkách vnitřního trhu s plynem a elektřinou se věnuje úloze, kterou by regulátoři měli hrát při přípravě těchto pravidel a následném monitorování a vymáhání jejich dodržování, a dále rozsahu, v jakém by se na tomto procesu měli podílet PPS.

Příloha 1: Metody řízení přetížení používané v Evropě (zdroj – zpráva ETSO: Přehled současných metod řízení přeshraničního přetížení používaných v Evropě, květen 2006)

Přidělování kapacity na následující den

(aktualizováno v lednu 2007)

(...PICT...)

Příloha 2: Úroveň sazeb za přenos platných v Evropě (zdroj – zpráva ETSO z roku 2006: ETSO, Přehled sazeb za přenos v Evropě: Syntéza 2005)

(...PICT...)

[1] Úř. věst. L 176, 15.7.2003, s. 1.

[2] 2006/770/ES: Rozhodnutí Komise ze dne 9. listopadu 2006, kterým se mění příloha nařízení (ES) č. 1228/2003 o podmínkách přístupu do sítě pro přeshraniční obchod s elektřinou, Úř. věst. L 312, 11.11.2006, s. 59–65.

[3] Zdroj: UCTE, Nordel, DTi, PPS v pobaltských zemích.

[4] Průzkum ve smyslu článku 17 nařízení (ES) č. 1/2003 týkající se evropského trhu s plynem a elektřinou, KOM(2006) 851, viz oddíl b II.3, Integrace trhu.

[5] Vereniging voor Energie, Milieu en Water a další vs Directeur van de Dienst uitvoering en toezicht energie, Úř. věst. C 182, 23.7.2005, s. 2.

[6] Průzkum ve smyslu článku 17 nařízení (ES) č. 1/2003 týkající se evropského trhu s plynem a elektřinou KOM(2006)851, viz Oddíl b II.3 Integrace trhu, viz Oddíl b II.3.5.3.

[7] Informace získané na internetových stránkách organizátora aukcí. Má se za to, že poplatek na každém propojení se dělí v poměru 50–50 mezi zúčastněné PPS.

[8] Nordel.

[9] Přiměřenost výrobních zdrojů, posouzení propojených evropských energetických soustav pro období 2008–2015, květen 2006, ETSO.

[10] Úř. věst. L 175, 15.7.2003, s. 37.

[11] Úř. věst. L 33, 4.2.2006, s. 22.

[12] Perspektivy vnitřního trhu se zemním plynem a elektřinou, KOM(2006) 841.

--------------------------------------------------

52007DC0250