52007DC0250

[pic] | AZ EURÓPAI KÖZÖSSÉGEK BIZOTTSÁGA |

Brüsszel, 15.5.2007

COM(2007) 250 végleges

A BIZOTTSÁG KÖZLEMÉNYE A TANÁCSNAK ÉS AZ EURÓPAI PARLAMENTNEK

Jelentés a villamos energia határokon keresztül történő kereskedelméről szóló 1228/2003/EK rendelet alkalmazása terén szerzett tapasztalatokról

A BIZOTTSÁG KÖZLEMÉNYE A TANÁCSNAK ÉS AZ EURÓPAI PARLAMENTNEK

Jelentés a villamos energia határokon keresztül történő kereskedelméről szóló 1228/2003/EK rendelet alkalmazása terén szerzett tapasztalatokról (EGT vonatkozású szöveg)

1. BEVEZETÉS

E jelentéssel a Bizottság eleget tesz az 1228/2003/EK rendelet[1] 14. cikkében meghatározott azon kötelezettségének, hogy jelentést közöljön a rendelet alkalmazása során nyert tapasztalatokról. A rendelet célja, hogy a határkeresztező villamosenergia-kereskedelemre vonatkozóan olyan méltányos szabályokat határozzon meg, amelyek előmozdítják a belső villamosenergia-piacon folyó versenyt. A rendelet a határkeresztező villamosenergia-forgalom tekintetében ellentételezési mechanizmust hoz létre, és meghatározza a határkeresztező átviteli díjakra és a nemzeti átviteli hálózatok közötti rendszerösszekötők kapacitásának felosztására vonatkozó alapelveket.

2. A HATÁRKRESZTEZő KERESKEDELMI FORGALOM MÉRTÉKE

A határkeresztező villamosenergia-áramlás mértéke Európában a piac megnyitása után évről évre mérsékelten növekedett. Ennek ellenére az EU villamosenergia-fogyasztásának átlagosan csak 10%-a keresztezi a tagállamok határait. Az 1. ábra áttekintést nyújt a fizikai határkeresztező villamosenergia-forgalom általános tendenciájáról az EU 27 tagállama, valamint Norvégia és Svájc között.

1. ábra: A határkeresztező villamosenergia-forgalom alakulása az EU tagállamok, Norvégia és Svájc között (a határkeresztező forgalom százalékban kifejezett értéke a bruttó villamosenergia-fogyasztás tükrében).

A 2. ábra az európai régiókon belüli, illetve azok közötti határkeresztező villamosenergia-forgalom mennyiségét mutatja, a szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatások[2] szerint, Délkelet-Európával együtt. Ezen az ábrán a több régiónak is részét képező országokat abba régióba sorolták, amely régióban az adott ország a legerősebb fizikai kapcsolódási pontokkal rendelkezik. Svájc a középnyugat-európai régió része, Norvégia az észak-európai régióba tartozik. Az ábra csak vázlatos képet ad a tényleges helyzetről és nem tartalmazza a földrajzi piacok valamennyi jellegzetességét. Németországot és Ausztriát például a valóságban nagyrészt integrált piac jellemzi.

[pic]

2. ábra: Villamosenergia-fogyasztás és kereskedelem Európa régióiban a 2005. évben[3]

Az ábra szerint méretét tekintetve a középnyugati-európai régió a legnagyobb, amelynek éves fogyasztása 1310 TWh. A középnyugat-európai régió jelentős mértékű villamosenergia-forgalmat bonyolít le a szomszédos régiókkal, különösen Olaszországgal (41 TWh) és a középkelet-európai régióval (35 TWh). A balti régió eddig elkülönült a többi EU régiótól, de 2006 decemberétől az Észtország és Finnország közötti rendszerösszekötő létrehozásával ez az izoláció megszűnt.

A régiók összfogyasztásának (3271 TWh) 6,5%-a (213 TWh) a régiókon belüli, 4,3%-a (141 TWh) a régiók közötti és 0,7%-a (24 TWh) a harmadik országokkal folytatott határközi kereskedelem részét képezi. Meg kell jegyezni azonban, hogy a fizikai áramlások csak megközelítőleg felelnek meg a határkeresztező kereskedelmi forgalom tényleges mértékének. Amennyiben az ellentétes irányú kereskedelmi áramlások kioltják egymást, a kereskedelmi forgalom bruttó értéke magasabb lehet a fizikai áramlás mértékénél. A kereskedelmi tranzakciók továbbá csak ritkán esnek egybe a fizikai áramlásokkal a párhuzamos áramlások kialakulása, illetve a kapacitás kiszámítására jelenleg használt módszer miatt, amely utóbbi nem veszi megfelelő módon figyelembe a harmadik országokban előidézett hatásokat.

A régiók közötti jelenlegi kereskedelmi rendszerből, illetve a rendszerösszekötők rejtett kapacitásából egyértelműnek látszik, hogy a régiók integrálását tovább lehet erősíteni az egységes piac kialakulása érdekében. Ennek hatására javul az árkonvergencia a hasonló termelői feltételekkel rendelkező régiók között, és hatékonyabbá válik a különböző termelői feltételekkel rendelkező régiók (például a középnyugat-európai régió és az észak-európai régió piaca) közötti arbitrázs-ügyletek kihasználása.

Általában elmondható, hogy a határkeresztező kereskedelemben rejlő lehetőségeket még messze nem használjuk ki teljes mértékben. Ezt igazolja a villamosenergia- és gázpiaci ágazatban végzett vizsgálat eredménye[4] is. Az ok részben a nagykereskedelmi és kiegyenlítő piacok integrálásának hiányában keresendő. Számos országban ugyanakkor még nem állnak rendelkezésre az árakra vonatkozó azon jelzések, amelyek meghatározhatnák a határkeresztező kereskedelem irányát.

3. A HATÁRKERESZTEZő KERESKEDELEM MÓDSZEREI

A szűk keresztmetszetek kezelésére vonatkozó módosított iránymutatások elfogadása előrelépést jelentett az EU belső villamosenergia-piaca kialakításának irányába. Ezek az iránymutatások az 1228/2003/EK rendeletben meghatározott néhány alapelv végrehajtására vonatkozóan határoznak meg gyakorlati szabályokat. Az iránymutatások legfontosabb elemei között kell megemlíteni az EU területének régiók szerinti felosztását (hét régió és Délkelet-Európa), az átviteli rendszerirányítóknak (TSO) azon kötelezettségét, hogy a kapacitás kiszámítására és elosztására egységes összehangolt rendszert alkalmazzanak, valamint az átláthatóságra vonatkozó követelményeket.

A szűk keresztmetszetű rendszerösszekötők esetében a kapacitás elosztására jelenleg a következő módszereket alkalmazzák (lásd még az 1. mellékletben található ábrát):

1. kapacitás-visszatartás (vertikálisan integrált társaság birtokolja a kapacitást)

2. a korábbi, még érvényben lévő szerződések elsőbbsége a kapacitások elosztásánál

3. explicit aukciók

4. implicit aukciók

5. napon belüli kapacitáselosztás esetében a beérkezési sorrend szerinti eljárás ("first-come-first-served") és a tranzakciók arányos csökkentésén alapuló eljárás ("pro rata").

Csak az összehangolt explicit és implicit aukciók felelnek meg az 1228/2003/EK rendeletben meghatározott követelményeknek. Néhány régi kereskedelmi vonalon azonban még mindig előfordul a kapacitás-visszatartás és az Európai Bíróság C-17/03 sz. ügyben hozott ítéletében[5] meghatározottak ellenére néhány esetben még mindig elsőbbséget biztosítanak a régi szerződéseknek a kapacitáselosztásnál. A Bizottság már megindította a jogi eljárásokat ezekben az ügyekben.

A jövőben a kapacitások elosztására leginkább az implicit aukciókon kerül sor. Az Európai Hálózati Rendszerirányítók Szövetsége (ETSO) és az Európai Szervezett Villamosenergia-piacok Szövetsége (EuroPex) által kidolgozott és a piacok szervezett együttműködését célzó modell tűnik jelen pillanatban a legalkalmasabb módszernek a ténylegesen integrált európai villamosenergia-piac létrehozására, amely modell a piac másnapi szekciójában implicit aukciókat alkalmaz. Az ágazati vizsgálat[6] rámutatott, hogy a jelenlegi gyakorlat szerint folytatott explicit aukcók gyakran a rendszerösszekötő kapacitások nem hatékony kihasználásához vezetnek és akadályozzák az integrált piac kialakulását.

A határkeresztező kapacitást a múltban elsősorban az ETSO által kidolgozott, nettó átviteli kapacitáson (NTC) alapuló módszer szerint számították ki. Ennél pontosabb és a kapacitáselosztási rendszerbe integrált számítási módszerekre a közelmúltban nyújtottak be javaslatokat, és ezekre szükség is van a szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatások betartása érdekében. A legígéretesebb ilyen módszer az úgy nevezett áramlás-alapú módszer. E modellben a rendelkezésre álló kapacitást egy globális hálózati modellen számítják ki, anélkül, hogy előzetesen szuboptimális módon részeire bontanák a bilaterális NTC-értékekben megadott összkapacitást. Az áramlás-alapú módszer biztosítja, hogy a fizikai áramlások, valamennyi érintett átviteli rendszerirányító hálózatában a biztonságos határértékeken belül maradnak. A módszer alkalmazásában rejlő előnyök akkor mutatkoznak meg igazán, ha azt erősen szövevényes szerkezetű átviteli hálózatok esetében használják.

Továbbra is nagy erőkifejtésre van szükség az új, többek között a szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatásokban meghatározott rendelkezések végrehajtásához. Nem minden projekt készül majd el 2007. január 1-jéig, a szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatásokban az egységes összehangolt kapacitás-számítási és -elosztási rendszer kialakítására megállapított határidőre. Ennek elsősorban technikai okai vannak, mivel a rendszert a végrehajtás előtt tesztelni és értékelni kell. Politikai szempontból is általában nehézségekbe ütközik olyan kérdésekben megállapodásra jutni, amelyek megváltoztatják a piaci szerkezetét. Amennyiben egy hatékonyabb módszer alkalmazásából a piaci szereplők számára általában több előny is származna, és amely biztosítan a meglévő infrastruktúra biztonságos és hatékonyabb kihasználását, az egyes határszakaszokon lekötött kapacitás mértéke akkor is csökkenhet.

Bizonyos előrelépést sikerült elérni a napon belüli határkeresztező kereskedelemhez való hozzáférés fejlesztése terén. Ezt a szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatásokban is előírták, sőt 2008. január 1-jétől kezdődően kötelezővé válik.

A nemzeti szabályozó hatóságok és a Bizottság szorosan együttműködve ellenőrzi a szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatások végrehajtását. A Bizottság az új iránymutatások végrehajtásának elmulasztása esetén jogsértési eljárás megindítását tervezi.

4. AZ ÁTVITELI RENDSZERIRÁNYÍTÓK KÖZÖTTI ELLENTÉTELEZÉSI MECHANIZMUS

Az 1228/2003/EK rendelet meghatározza a szomszédos hálózatok használatára vonatkozó ellentételezési rendszer kereteit, amelynek alapját már nem az egyes ügyletek esetében megállapított díjak (határkeresztező átviteli díjak), hanem egy, a fizikai áramlás szerint meghatározott általános ellentételezési mechanizmus képezi. Ez egy megfelelően alkalmazható rendszer olyan szövevényes szerkezetű villamosenergia-hálózatok esetében, ahol az ellentétes irányú kereskedelmi áramlások kioltják egymást, és ahol a fizikai áramlások csak a legritkább esetben egyeznek meg a szerződésben rögzített útvonallal.

Az átviteli rendszerirányítók közötti ellentételezési (ITC) mechanizmus a Firenzei Fórum által indított folyamat keretében önkéntes alapon jött létre. Az első önkéntes megállapodás megkötésére 2002 márciusában, az Európai Hálózati Rendszerirányítók Szövetségének (ETSO) tagjai között került sor, bár ebben még mindig szerepelt egy 1 €/MWh összegű határkeresztező átviteli díj, amelyet – országonként eltérően – átalánydíjként, vagy az egyes kiviteli és behozatali tranzakciók szerint határoztak meg. 2003-ban ezt a díjat 0,5 €/MWh-ra csökkentették, majd 2004-ben véglegesen eltörölték.

Az átviteli rendszerirányítók közötti önkéntes megállapodást a határkeresztező áramlások során ténylegesen alkalmazott modell szerint alakították ki. A modellnek azonban több olyan gyenge pontja van, amelyeket a résztvevők egy idő után egyre nehezebben tudtak teljesíteni. Az ETSO igyekezett javítani az alkalmazott módszeren, és kidolgozta az úgy nevezett IMICA-modellt ( Improved Modelling for Infrastructure Cost Allocation ) az infrastrukturális költségek elosztásának javítása céljából, amelyben megpróbálták orvosolni az előző rendszer alkalmazásából adódó problémákat. Mivel azonban a IMICA módszer meglehetősen bonyolult, és mivel az ITC-modell alapelvei jelenleg is vita tárgyát képezi, 2007-ben ideiglenes jelleggel egy új, valamelyest továbbfejlesztett ITC mechanizmust vezetnek be.

A villamosenergia- és gázipari szabályozó hatóságok európai csoportja (ERGEG) olyan iránymutatásokat dolgozott ki, amelyeket az 1228/2003/EK rendelet értelmében a Bizottságnak kell elfogadnia. Mivel azonban több kísérleti jellegű lehetséges módszer vizsgálata után továbbra is az IMICA tekinthető a legújabb és egyben a legígéretesebb modellnek, az ERGEG-en belül 2006 végéig nem sikerült megállapodásra jutni.

A Bizottság továbbra is vizsgálja, hogy az ERGEG munkája, az 1228/2003/EK rendelet 13. cikkében létrehozott határkeresztező villamosenergia-forgalommal foglalkozó bizottság segítségével megfelelő alapot biztosít-e az iránymutatások elfogadásához.

5. A HÁLÓZATI HOZZÁFÉRÉSI DÍJAK ÖSSZEHANGOLÁSA

Az átviteli hálózatokhoz való hozzáférésre kivetett hálózati díjak között jelentős különbségek vannak (lásd még a 2. mellékletben található ábrát). Az átviteli hálózatra kötött terhelés után fizetendő általános hálózati díj (L-díj) összege 2 €/MWh (Svédország) és 27 €/MWh (Dánia keleti része) között mozog. Az átviteli hálózatra kötött áramfejlesztő esetében fizetendő általános hálózati díj (G-díj) összege 0 €/MWh (több tagállam) és 1,8 €/MWh (Írország) közé tehető. A díjak közötti különbségeket több tényező indokolja. Az eltérő infrastrukturális beruházási költségeken kívül az említett díjak összege eltérhet egymástól aszerint, hogy azokba beépítették-e a hálózati veszteségeket, területi jelzéseket, rendszerszolgáltatásokat vagy az átviteli rendszerirányítók tevékenységéhez nem közvetlenül kapcsolódó díjakat. Ezen utóbbi díjak elsősorban a közszolgáltatási kötelezettségekhez – például a megújuló energiaforrások használatának támogatása és a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelés (CHP) – vagy az átállási költségekhez kapcsolódnak.

A hálózati díjak összehangolása – amely az 1228/2003/EK rendelet egyik legfontosabb célkitűzése – azért szükséges, hogy a villamosenergia-piacon azonos feltételeket lehessen biztosítani. Bár a Firenzei Fórum kezdeményezésére már több éve tervezik a tarifa-szintekre vonatkozó kötelező erejű iránymutatás elkészítését, azt – a rendelet értelmében – nem lehet az átviteli rendszerirányítók közötti ellentételezési mechanizmusra vonatkozó iránymutatásoktól függetlenül elfogadni. Az átviteli díjak meghatározásáról szóló iránymutatás-tervezet célja a G-díj mértékének fokozatos csökkentése. Ennek oka, hogy a G-díjak az azonos feltételek biztosítása szempontjából sokkal fontosabbak az L-díjaknál.

6. SZűK KERESZTMETSZET

A szűk keresztmetszeteken keresztül folyó áramlások az utóbbi időben egyre inkább volatilissé váltak, azzal együtt, hogy nincs még egységesen alkalmazható módszer a szűk keresztmetszetek megjelenésére vonatkozó adatok begyűjtésére és közzétételére. A múltban az általában hosszú távú szerződések alapján teljesített áramlások viszonylag stabilak maradtak. A stabilitás csökkenése tekinthető a jobban működő piac jelének is, ahol a rendszerösszekötők mindkét irányában megnövekedett a kereskedelmi forgalom. A volatilitás másik oka lehet egy adott piac meghatározó szereplőjének új kereskedelmi stratégiája is: a határkeresztező kereskedelmi forgalom optimalizálása.

A piaci alapon működő mechanizmusokkal az átviteli rendszerirányítók díjakat szednek a szűk keresztmetszet kezeléséért, amely díjak a területek közötti árkülönbségeket és az egyes rendszerösszekötőkön átmenő kereskedelmi forgalmat tükrözik. Azokon a határszakaszokon, ahol már egy ideje explicit aukciókat tartanak, 2005-ben (2004) a következő díjakat szedték be[7]: Németország 158 millió € (98 millió €), Hollandia 48 millió € (35 millió €), Cseh Köztársaság 44 millió € (41 millió €), Lengyelország 41 millió € (9 millió €) és Dánia (a Németországgal szomszédos határszakaszon) 28 millió € (19 millió €). Az északi régióban a piacfelosztási rendszer alapján a szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozóan szedett összesített díjak a következők[8]: 48 millió € 2004-ben, 117 millió € 2005-ben és 104 millió € 2006-ban. 2006-ban új explicit aukciókat vezettek be a kapacitás-visszatartás, a korábbi szerződések számára történő elsőbbségi kapacitáselosztás, illetve a beérkezési sorrend szerinti eljárás visszaszorítására, amelyek utóbbi technikák nem összeegyeztethetők az 1228/2003/EK rendelettel, illetve az Európai Bíróság C-17/03 sz. ügyben hozott ítéletével.

A rendelet értelmében a szűk keresztmetszetek kezeléséből származó bevételeket csak a kapacitás biztosítására, infrastrukturális beruházásokra vagy a hálózati díjak csökkentésére lehet fordítani. Sajnálatos módon a szűk keresztmetszetek kezeléséből származó bevételeket leginkább a hálózati díjak csökkentésére használják. Csak néhány esetben részesítették előnyben a hálózat fejlesztését célzó beruházásokat (északi országok, Hollandia). A szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatások értelmében a szabályozó hatóságoknak 2007-től éves jelentést kell készíteniük a szűk keresztmetszet kezeléséből származó bevételek beszedéséről és felhasználásáról.

7. A VÉGSő FELHASZNÁLÓK HATÁRKERESZTEZő VILLAMOS ENERGIÁHOZ VALÓ HOZZÁFÉRÉSE

Az országok közötti határok és vámellenőrzési területek továbbra is akadályozzák a ténylegesen integrált piac kialakulását. Középtávú célként a regionális piacok összehangolását és új infrastruktúra kiépítését kell kitűzni oly módon, hogy a piaci szereplők tevékenységét a jelenleginél kevésbé akadályozzák a határok. Ezt a helyzetet a Nord Pool övezet nagykereskedelmi piacán már nagyrészt sikerült megteremteni. Amint északi piac szereplői a másnapi ( day-ahead ) piacon megtették ajánlataikat, a rendszer automatikusan optimalizálja a határkeresztező infrastruktúra kihasználtságát. Az egész régióra kiterjedő ajánlatokkal a kiegyenlítő piacot is sikerült integrálni. Mindazonáltal az északi piac még a kiskereskedelmi piacra nem terjed ki, mivel a fogyasztók még mindig csak az adott országban működő ellátókat vehetnek igénybe. A jövőbeli cél a tényleges északi végfelhasználói piac létrehozása. Az integrált nagykereskedelmi piac másik példájaként Németországot és Ausztriát lehet megemlíteni. A kiskereskedelmi piac integrálása ezeken a területen is megbeszélések tárgyát képezi.

8. AZ ELLÁTÁS BIZTONSÁGA

2003-ban, a rendelet hatályba lépésének első évében, a villamosenergia-ellátás biztonságát csak nehézségek árán sikerült biztosítani. A 2003 szeptemberi olaszországi áramkimaradás a svájci rendszerösszekötő vezetékek meghibásodása miatt történt, ahol az üzemzavar továbbterjedését nem sikerült megakadályozni. Ugyancsak 2003 szeptemberében áramkimaradás volt Svédország déli részén és Dánia keleti részén is. Kevésbé jelentős áramkimaradások történtek Londonban és Helsinkiben 2003-ban. A legutóbbi áramkimaradásra 2006. november 4-én került sor, amely az európai villamosenergia-rendszerirányító és üzemeltető társaságok egyesülése (UCTE) alá tartozó egész szinkronüzemű térséget érintette. Az üzemzavar központja Németország északi része volt, és az UCTE alá tartozó terület három részre osztását eredményezte, ami miatt a nyugati területen a terhelést megközelítőleg 10%-kal kellett csökkenteni az átviteli hálózat integritásának megőrzése érdekében.

Mivel komolyabb üzemzavarok csak ritkán fordulnak elő a rendszerben, azok alapján nem vonhatók le következtetések annak megállapítására, hogy a határkeresztező villamosenergia-forgalom mértékének növekedését követően megnő-e vagy sem az áramkimaradások valószínűsége. Az olaszországi áramkimaradás után annyi mindenesetre világossá vált, hogy az átviteli rendszerirányítóknak nincs megfelelő eszköze az egész Európára kiterjedő rendszer magas terheltség alatti működésének biztosítására. Az együttműködés nem kötelező erejű ajánlásokon alapult, anélkül, hogy azokat nyomon követték volna vagy végrehajtásukat ellenőrizték volna. Az UCTE ezért hozzákezdett az ajánlások helyett olyan szabálykönyveket készíteni, amelyek végrehajtásának ellenőrzését és nyomonkövetését az UCTE-ben tagsággal rendelkező átviteli rendszerirányítók közötti kötelező erejű megállapodásban biztosították. E folyamat még nem ért véget, de már ez is jelentős előrelépést jelent.

Az európai szintű kötelező erejű biztonsági szabályok szükségességéről elsősorban a Firenzei Fórum keretében folytattak megbeszéléseket. Biztonsági szabályok elfogadását már a rendelet is lehetővé teszi, a Bizottság azonban eddig még nem készített semmiféle erre vonatkozó javaslatot.

A villamosenergia-termelés mennyiségi értékeléséről nemrégiben készített jelentésében[9] az ETSO rámutatott arra, hogy 2012-ig az európai hálózat legnagyobb részét e tekintetben nem fenyegeti komolyabb veszély. 2012 után a helyzet kritikussá válhat, amennyiben a beruházások a tervezettnél lassabb ütemben folynak. A veszély elkerülhető azonban, amennyiben – Olaszországhoz, Spanyolországhoz, Hollandiához és Németországhoz hasonlóan – máshol is új beruházásokat jelentenek be. Az északi országok, a vízenergia-termelés jelentősége miatt, nagyrész a csapadék mennyiségétől függnek. Igy ezekben az országokban száraz évben, mint amilyen 2006 is volt, a villamosenergia-termelésben nehézségek léphetnek fel.

Az ETSO jelentés figyelembe veszi a határkeresztező áramlások hatását a regionális energiatermelés mennyiségének értékelésében, feltételezve, hogy az átviteli rendszerirányítók a kereslet rendkívüli megnövekedése esetén sem fogják egyoldalúan elvágni a rendszerösszekötőket a tagállamok között. Ilyen helyzetben azonban nagyon nehéz előre megjósolni az átviteli rendszerirányítók magatartását. Néhány példa azt mutatja, hogy a külföldi fogyasztókkal szemben a hazai fogyasztókat részesítik előnyben. Ez a magatartás a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról szóló 2003/54/EK irányelv[10], illetve a villamosenergia-ellátás biztonságát és az infrastrukturális beruházások védelmét célzó intézkedésekről szóló 2005/89/EK irányelv[11] rendelkezéseit egyaránt sérti. Az utóbbi irányelv végrehajtásával összefüggésben erről a fontos kérdésről további megbeszéléseket tartanak majd.

9. TERÜLETI JELZÉSEK

A területi jelzések a villamosenergia-piac működésének nélkülözhetetlen elemei. Területi jelzések vonatkoznak valamennyi olyan átviteli díjra vagy feltételre, amely rövid távon az energiatermelés elosztását, hosszú távon az új erőművek helyszínét és a nagy teljesítményű villamosenergia-fogyasztók számát befolyásolja.

Jelenleg a szűk keresztmetszetek hatásai szolgáltatják a legerősebb területi jelzést az EU villamosenergia-piacán. Gyakorlatilag a szűk keresztmetszet megjelenése jelzi, hogy a piac árzónákra oszlik és a szűk keresztmetszet fenntartja az árkülönbséget a zónák között. Ha egy vállalat kiválasztotta az energiatermelési kapacitásba történő beruházás helyszínét, erős jelzés generálódik. Néhány országban (az Egyesült Királyságban, Svédországban és Norvégiában) a hálózati hozzáférési díjakba beépített területi jelzéseket használnak. A jelzés feltehetően befolyásolhatja a rövid távú (megosztás) és a hosszú távú magatartást (beruházások) egyaránt. A tarifák még nem generálnak olyan európai szintű jelzéseket, amelyek kiegészíthetnék a szűk keresztmetszetből származó területi jelzéseket. A hálózati díjak összehangolására lenne szükség ahhoz, hogy a tarifákba európai szintű területi jelzéseket lehessen beépíteni.

Fontos kérdések merülnek fel az egyes országokon belül használt területi jelzésekkel kapcsolatban, különösen azon nagyobb országok esetén, amelyeknek egyetlen árzóna található, és amelyekben a szűk keresztmetszetet hivatalosan nem ismerik el.

Németországban például az ország északi részén gyorsan terjednek a szélerőművek, és a szélenergia hasznosítását prioritásként is kezelik. Noha Németország északi és déli része között jelentkezik a szűk keresztmetszet, egyetlen árzóna fenntartása mellett a hagyományos áramfejlesztőkre vonatkozó területi jelzések nem léteznek. Svédország és Ausztria déli részén szintén az egyetlen árzóna fenntartása miatt hiányosak az energiatermelésre vonatkozó területi jelzések. Franciaországban a villamosenergia-termelés esetében egységes árzónát, a gáztermelés esetében viszont zónákra osztott tarifarendszert alkalmaznak: ez szűk keresztmetszetet hoz létre a villamosenergia-átviteli rendszerben, bár gazdaságosabb lenne az elsődleges energiaszállítás, mint a villamosenergia-átvitel. Az energiaáramláson alapuló elosztási módszerek várhatóan több információval szolgálnak majd az energiaellátási rendszerben megjelenő szűk keresztmetszetekről.

10. KÖVETKEZTETÉSEK

Az európai villamosenergia-piacok megnyitásával a határkeresztező energiaforgalom bár mérsékelten, ám folyamatosan erősödött. Ennek legfőbb oka az volt, hogy a különböző árzónák közötti árkülönbségek lehetőséget teremtettek a kereskedelemre. A kapacitás kiszámítására és elosztására alkalmazott módszerek terén történtek előrelépések, és további fejlődés várható a szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozóan 2006 novemberében elfogadott módosított iránymutatások eredményeképpen. Ezek az iránymutatások a hálózat kihasználásának szélesebb körű regionális optimalizálásán alapuló módszereket írnak elő a szomszédos országok közötti kétoldalú kereskedelemre való összpontosítás helyett. Ez ugyanakkor a fizikai energiaáramlások kezelését biztonságosabbá is teszi.

Az átviteli hálózatok kapacitásának kihasználása egyes esetekben már túllép a biztonságos működéshez szükséges határértéken. A 2003-as olaszországi áramkimaradás és az UCTE 2006-os meghibásodása során már tapasztalhattuk, hogy az európai szintű átviteli hálózat fenntartása milyen költségekkel jár, és milyen váratlan események zavarhatják működését. Nagyon fontos ezért, hogy a kereskedelem élénkülésével párhuzamosan hangolják jobban össze a hálózati műveleteket és az új infrastruktúrák építését, beleértve a már kiépített vonalak korszerűsítését, új vonalak kiépítését és adott esetben más hálózati elemek létrehozását. Tekintettel villamosenergia-termelés lokális jellegére a fejlesztési lehetőségek korlátozottak, de a meglévő átviteli erőforrások optimális kihasználásában rejlő lehetőségek még messze nem merültek ki. Az energiaforgalom növelése önmagában nem cél. A cél inkább az áramlások megfelelő szabályozása, amely a határkeresztező kereskedelem és a megfelelően működő belső villamosenergia-piac nélkülözhetetlen feltétele.

Az európai piacot egyre inkább regionális megközelítés jellemzi. A hálózatok kiépítésének fizikai adottságaiból következően ez eredetileg természetes módon alakult így. A régióknak a szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatásokban történt kialakításával és a villamosenergia- és gázipari szabályozó hatóságok európai csoportjának (ERGEG) a villamosenergia-ágazat területén kialakított regionális kezdeményezéseivel a regionális megközelítés hivatalos elismerést nyert. Ezt a regionális szerveződést azonban egy átfogó európai piac létrehozásának eszközeként kell kezelni. Alapvetően semmi nem indokolja azt, hogy a villamosenergia-piac tekintetében a régiók között nagy különbségek alakulnának ki.

A szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatások 2006. december 1-jén léptek hatályba. Az átviteli rendszerirányítók közötti ellentételezési mechanizmusra vonatkozó iránymutatások és a díjak harmonizálsára vonatkozó iránymutatások előkészületben vannak, azokat a Bizottság 2007-ben fogadja majd el. Ezen iránymutatások lehetővé teszik az 1228/2003/EK rendeletben előírt szabályok alkalmazását, a biztonságra és a megbízhatóságra vonatkozó szabályok kivételével. Időközben azonban az is világossá vált, hogy sok olyan kérdéssel kell még foglalkozni, amelyek tekintetében a rendelet nem tartalmaz részletes iránymutatásokat. A következőkben megkíséreljük meghatározni azokat a határkeresztező kereskedelemmel kapcsolatos főbb problémákat, amelyek kezelésére a rendelet nem tér ki részletesen. A villamosenergia- és gázipari szabályozó hatóságok európai csoportjának (ERGEG) kezdeményezései keretében azonban a legtöbb ilyen problémával már foglalkoztak:

6. A biztonságra és megbízhatóságra vonatkozó szabályok: az átviteli rendszerirányítók közötti szabályok a hálózat biztonságos üzemeltetésének biztosítására. Az 1228/2003/EK rendelet 8. cikke értelmében a Bizottság e területre vonatkozóan is iránymutatásokat fogadhat el.

7. Összekötőkre vonatkozó szabályok: az átviteli rendszerirányítók és a fogyasztók közötti kapcsolat szabályozása (generátorok, elosztóhálózatok üzemeltetői és nagy teljesítményű végső fogyasztók).

8. A villamosenergia-kereskedelemre vonatkozó szabályok: a kereskedelmi megállapodások, menetrendek és termékek összehangolása, beleértve a napon belüli ügyleteket is.

9. Átláthatóságra vonatkozó szabályok: az adatok piaci szereplők közötti cseréjére és nyilvánosságára vonatkozó részletes szabályok. A szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatásokban már foglalkoztak az átláthatósági szabályokkal.

10. Kiegyenlítő- és tartalékenergia szolgáltatásokra vonatkozó szabályok: a kiegyenlítő- és tartalékenergia piacok további integrálásának előmozdítása. A szűk keresztmetszet kezelésére vonatkozó módosított iránymutatásokban már vizsgálták a határkeresztező kiegyenlítőenergia szolgáltatások kérdését.

11. Adatcserére és a viták rendezésére vonatkozó szabályok: a kiskereskedelmi piac integrálásának előmozdítása megfelelően összehangolt adatcsere és vitarendezési szabályok révén.

12. Beruházások ösztönzésére vonatkozó szabályok, beleértve a területi jelzéseket is: európai keretrendszer létrehozása a megfelelő beruházási jelzések biztosítására mind az energiatermelést, mind a hálózatfejlesztést célzó beruházások területén.

Az ilyen szabályok szükségességét és részletességét még vizsgálják, a szükséges adatok megszerzése érdekében pedig további kutatásokat kell végezni. Annyi mindenesetre világossá vált, hogy a belső piac további integrálásához, a földgáz és a villamos energia belső piacának jövőbeli lehetőségeiről szóló bizottsági közleményben[12] meghatározottaknak megfelelően, összefüggő szabályrendszerre van szükség. Számos ilyen szabály már hatályban van, de csak nemzeti szinten vagy vállalati szinten, amelyeket a nemzeti szabályozó hatóságok eltérő módon ellenőriznek. Ezen szabályok összeegyeztethetetlensége a piaci integráció egyik legnagyobb akadályát képezi. A földgáz és villamos energia belső piacának jövőbeli lehetőségeiről szóló közlemény felvázolja a szabályozó hatóságok lehetséges szerepét az említett szabályok előkészítésében, nyomon követésében és végrehajtásának ellenőrzésében, és ismerteti az átviteli rendszerirányítóknak a folyamatba való bevonásának módját.

1. melléklet: A szűk keresztmetszetek kezelésére Európában alkalmazott módszerek (forrás az ETSO jelentése: An Overview of Current Cross-border Congestion Management Methods in Europe, 2006 májusa )

Elosztás a másnapi piacon (2007 januárjában frissítve)

2. melléklet: Az átviteli díjak szintje Európában (forrás az ETSO 2006. évi jelentése: ETSO Overview of transmission tariffs in Europe: Synthesis 2005 )

[pic][pic]

[1] HL L 176., 2003.7.15., 1. o.

[2] 2006/770/EK: A Bizottság 2006. november 9-i határozata a villamos energia határokon keresztül történő kereskedelme esetén alkalmazandó hálózati hozzáférési feltételekről szóló 1228/2003/EK rendelet mellékletének módosításáról ( HL L 312., 2006.11.11., 59–65. o. )

[3] Források: UCTE, Nordel, DTi, Balti átviteli rendszerirányítók

[4] Az európai gáz- és villamosenergia-ágazatnak az 1/2003/EK rendelet 17. cikke alapján elvégzett vizsgálata. COM(2006) 851, B. rész, II.3. pont "Piaci integráció", lásd még B. rész, II.3.5.3. pont.

[5] Vereniging voor Energie, Milieu en Water és társai kontra Directeur van de Dienst uitvoering en toezicht energie, HL C 182., 2005.7.23., 2. o.

[6] Az európai gáz- és villamosenergia-ágazatnak az 1/2003/EK rendelet 17. cikke alapján elvégzett vizsgálata. COM(2006) 851, B. rész, II.3. pont "Piaci integráció", ld B. rész, II.3.5.3. pont.

[7] Az adatok az aukciós hivatalok weboldalairól származnak. Elvileg az egyes rendszerösszekötőknél szedett díjak 50-50%-ban megoszlanak az érintett átviteli rendszerirányítók között.

[8] Nordel

[9] Az energiatermelés mennyiségi értékelése, az összekapcsolódó európai energiarendszerek vizsgálata (2008-2015), ETSO, 2006 május.

[10] HL L 175., 2003.7.15., 37. o.

[11] HL L 33., 2006.2.4., 22. o.

[12] A földgáz és a villamos energia belső piacának jövőbeni lehetőségeiről, COM(2006) 841.

Implicit aukció

Explicit aukció

Nincs szűk keresztmetszet

Hozzáférés-korlátozás

Egyéb módszer

és régiók közötti forgalom

Villamosenergia-fogyasztás

-

. = Határkeresztező villamosenergia a régiók között

Exch.ext

-

. = Határkeresztező villamosenergia a régiókon belül

Exch.int

Cons. = Fogyasztás

TWh

1

1TWh

TWh

3

TWh

35

TWh

2

TWh

15

TWh

12

TWh

8

TWh

41

TWh

9

TWh

1

18TWh

TWh

8

TWh

11

=7,2%

TWh

. 28

Exch.ext

= 9,3%

TWh

36

Exch.int

TWh

Cons. 388

Észak-Európa

3TWh = 13,0%

Exch.ext

Exch.int. 2TWh = 10,0%

TWh

Cons. 23

Balti országok

= 20,9%

TWh

. 70

Exch.ext

= 11,6%

TWh

39

Exch.int

TWh

Cons. 335

Közép-Kelet Európa

=9,7%

TWh

. 20

Exch.ext

= 12,1%

TWh

. 25

Exch.int

TWh

Cons. 207

Délkelet-Európa

=15,2%

TWh

. 51

Exch.ext

= 0,0%

TWh

. 0

Exch.int

TWh

Cons. 328

Olaszország

=3,0%

TWh

. 9

Exch.ext

= 4,0%

TWh

. 12

Exch.int

TWh

Cons. 303

Ibéria piac

=8,6%

TWh

. 111

Exc.ext

= 7,4%

TWh

97

Exch.int

TWh

Cons. 1310

Közép-Nyugat Európa

=3,0%

TWh

Exch.ext.12

= 0,5%

TWh

. 2

Exch.int

TWh

Cons. 400

UK and Ireland

Európában 2005-ben