[pic] | KOMISIA EURÓPSKYCH SPOLOČENSTIEV |

Brusel, 15.5.2007

KOM(2007) 250 v konečnom znení

OZNÁMENIE KOMISIE RADE A EURÓPSKEMU PARLAMENTU

Správa o skúsenostiach získaných pri uplatňovaní nariadenia (ES) č. 1228/2003 „Nariadenie o podmienkach prístupu do siete pre cezhraničné výmeny elektrickej energie“

OZNÁMENIE KOMISIE RADE A EURÓPSKEMU PARLAMENTU

Správa o skúsenostiach získaných pri uplatňovaní nariadenia (ES) č. 1228/2003 „Nariadenie o podmienkach prístupu do siete pre cezhraničné výmeny elektrickej energie“(Text s významom pre EHP)

1. ÚVOD

Touto správou Komisia plní svoju povinnosť ustanovenú v článku 14 nariadenia (ES) č. 1228/2003 o podmienkach prístupu do siete pre cezhraničné výmeny elektrickej energie[1] uverejniť správu o skúsenostiach získaných pri uplatňovaní tohto nariadenia. Cieľom tohto nariadenia je stanoviť spravodlivé pravidlá cezhraničnej výmeny elektrickej energie, a tým zvýšiť hospodársku súťaž v rámci vnútorného trhu s elektrickou energiou. Týmto nariadením sa zavádza kompenzačný mechanizmus pre cezhraničné toky elektrickej energie, stanovujú sa zladené zásady pre poplatky za prenos a pravidlá prideľovania voľných kapacít prepojovacích vedení medzi národnými prenosovými sústavami.

2. VÝVOJ OBJEMOV CEZHRANIčNÉHO OBCHODU

Od otvorenia trhu sa cezhraničné toky elektrickej energie v Európe každoročne mierne zvyšovali. V priemere však len 10 % elektrickej energie spotrebovanej v EÚ prechádza cez hranice členských štátov. Graf 1 znázorňuje celkový vývoj fyzických cezhraničných tokov v krajinách EÚ-27, ako aj v Nórsku a Švajčiarsku.

Graf 1: Vývoj cezhraničných tokov elektrickej energie medzi členskými štátmi EÚ, Nórskom a Švajčiarskom (percento cezhraničných tokov v porovnaní s hrubou spotrebou elektrickej energie).

Na grafe 2 sú znázornené objemy cezhraničných tokov v rámci určitých regiónov v Európe a medzi nimi, ako sú vymedzené v zmenených a doplnených usmerneniach na riadenie preťaženia[2], s doplnenými údajmi o juhovýchodnej Európe (SEE). V tomto grafe krajiny, ktoré patria do viacerých regiónov, boli začlenené do toho regiónu, na ktorý majú najsilnejšie fyzické prepojenie. Švajčiarsko bolo zahrnuté do regiónu strednej západnej Európy a Nórsko do regiónu severnej Európy. Tento graf prestavuje len približné znázornenie skutočnosti a nie sú v ňom zachytené všetky charakteristiky geografických trhov. Napríklad trhy Nemecka a Rakúska sú v skutočnosti vo veľkej miere integrované.

[pic]

Graf 2: Spotreba a výmeny elektrickej energie v regiónoch Európy v roku 2005[3]

Z tohto grafu je zrejmé, že najväčším regiónom je stredná západná Európa (SZE) s ročnou spotrebou 1 310 TWh. V regióne SZE sa vymieňajú významné množstvá elektrickej energie so všetkými susediacimi regiónmi, najmä s Talianskom (41 TWh) a s regiónom strednej východnej Európy (SVE) (35 TWh). Až donedávna bol pobaltský región oddelený od ostatných regiónov EÚ, ale teraz sa táto izoláciu ukončila vybudovaním prepojovacieho vedenia z Estónska do Fínska, ktoré bolo uvedené do prevádzky v decembri 2006.

Z celkovej spotreby v týchto regiónoch (3 271 TWh) sa 6,5 % (213 TWh) zabezpečuje cezhraničnou výmenou v rámci regiónov, 4,3 % (141 TWh) medzi regiónmi a 0,7 % (24 TWh) s tretími krajinami. Je však potrebné poznamenať, že fyzické toky sú len podružné v porovnaní s objemami, s ktorými sa na hraniciach skutočne obchoduje. Keď sa obojsmerné obchodné výmeny navzájom započítajú, hrubé objemy obchodov môžu byť vyššie ako fyzické objemy. Taktiež v dôsledku slučkových tokov a súčasnej metódy na výpočet kapacity, ktorá nedostatočne zohľadňuje vplyv na tretie krajiny, sa obchodné výmeny málokedy zhodujú s fyzickými tokmi.

Zo súčasných modelov výmen medzi regiónmi a z kapacít príslušných prepojovacích vedení je zrejmé, že tu existuje priestor pre ďalšiu integráciu regiónov smerom k vytvoreniu európskeho trhu. To bude viesť k väčšiemu vzájomnému cenovému približovaniu regiónov s podobnou výrobnou skladbou a k lepšiemu využívaniu arbitrážnych možností medzi regiónmi s rôznou výrobnou skladbou, napríklad medzi SZE a trhom severnej Európy.

Všetky možnosti cezhraničného obchodovania sa ešte ani zďaleka v plnej miere nevyužívajú. Potvrdili to aj výsledky sektorového prieskumu na trhoch s elektrickou energiou a plynom[4]. Čiastočne je to dôsledok nedostatočnej integrácie veľkoobchodných a vyrovnávacích trhov. V iných prípadoch mnohé krajiny ešte stále nemajú spoľahlivý cenový signál na vykonávanie cezhraničného obchodu.

3. VÝVOJ METÓD CEZHRANIčNÉHO OBCHODOVANIA

Prijatie zmenených a doplnených usmernení na riadenie preťaženia bolo krokom vpred pri plánovaní vnútorného trhu EÚ s elektrickou energiou. Tieto usmernenia obsahujú praktické pravidlá implementácie niektorých zásad, ktoré sú už zahrnuté v nariadení č. 1228/2003. Hlavné prvky týchto usmernení sú rozdelenie EÚ na regióny (sedem regiónov plus juhovýchodná Európa), povinnosť prevádzkovateľov prenosových sústav (TSO) prevádzkovať spoločný systém na výpočet a prideľovanie kapacít a nakoniec požiadavky transparentnosti.

Metódy prideľovania kapacít, ktoré sa v súčasnosti používajú na preťažených prepojovacích vedeniach, sú (pozri aj graf v prílohe 1):

1. zadržanie (kapacitu zadrží vertikálne integrovaná spoločnosť);

2. prednostné prideľovanie pre zmluvy z minulosti;

3. explicitné aukcie;

4. implicitné aukcie;

5. pre prideľovanie v priebehu dňa zásada „prvé prijaté, prvé vybavené“ a pomerným dielom.

Jedine koordinovaná explicitná a implicitná aukcia spĺňa požiadavky nariadenia č. 1228/2003. Zadržanie sa však stále používa na niektorých starých obchodných vedeniach a určité prednostné prideľovanie sa stále robí v súvislosti so starými zmluvami namiesto toho, aby sa dodržiaval rozsudok Európskeho súdneho dvora v prípade C-17/03[5]. Komisia už v týchto prípadoch zahájila právne kroky.

V budúcnosti sa bude väčšia kapacita prideľovať cestou implicitných aukcií. Metóda prepojovania trhov, ktorú vyvinuli ETSO a asociácia európskych výmen energie (EuroPex), má v súčasnosti najväčší potenciál na skutočnú integráciu európskeho trhu s elektrickou energiou cestou implicitných aukcií na jeden deň vopred. Pri sektorovom prieskume[6] sa ukázalo, že explicitné aukcie v takej podobe, ako sa v praxi uplatňujú v súčasnosti, často vedú k nedostatočnému využívaniu kapacity prepojovacích vedení a zabraňujú integrácii trhov.

Výpočet cezhraničnej kapacity v minulosti bol vo veľkej miere postavený na metodike čistej prenosovej kapacity (NTC), ktorú vytvorili európski prevádzkovatelia prenosových sústav (ETSO). V ostatnom čase boli navrhnuté zdokonalené metódy na výpočet kapacity, spojené s prideľovaním kapacity, ktoré sa vyžadujú na plnenie zmenených a doplnených usmernení na riadenie preťaženia. Najsľubnejšia je tzv. metóda na báze toku. V tejto metóde sa dostupná kapacita počíta pre model globálnej siete bez toho, aby sa vopred robilo čiastočne optimalizované rozdelenie na dvojstranné hodnoty NTC. Metóda na báze toku má prostriedky, ktorými zabezpečuje, že výsledné fyzické toky všetkých zúčastnených TSO udržiavajú sieť v jej bezpečnostných limitoch. Táto metóda má veľké potenciálne prínosy, keď sa používa vo vysoko zosieťovaných prenosových sieťach.

Stále je potrebné vynaložiť veľké úsilie na implementáciu úprav vrátane tých, ktoré sú ustanovené v zmenených a doplnených usmerneniach na riadenie preťaženia. V dôsledku toho všetky hlavné projekty sa nemôžu odovzdať do 1. januára 2007, čo je konečný termín pre zavedenie spoločného výpočtu kapacity a prideľovania podľa zmenených a doplnených usmernení na riadenie preťaženia. Tieto problémy sú, po prvé, technického charakteru, pretože systém musí byť pred implementáciou otestovaný a výkonný. Po druhé, dohoda o zmenách trhového výsledku sa často berie ako politická úloha. I keby sa použitím nejakej lepšej metódy zvýšil celkový prínos pre účastníkov trhu a poskytlo by sa bezpečné a efektívnejšie využitie existujúcej infraštruktúry, veľkosť kapacity, ktorá sa má prideľovať na niektorých hraniciach, by sa mohla znížiť.

Určitý pokrok sa dosiahol vo vývoji prístupu k cezhraničnému obchodu v priebehu dňa. Vyžaduje sa to aj v zmenených a doplnených usmerneniach na riadenie preťaženia, ktoré budú povinné od 1. januára 2008.

Národní regulátori a Komisia budú pozorne sledovať implementáciu zmenených a doplnených usmernení na riadenie preťaženia. V prípade neplnenia nových usmernení je Komisia je pripravená začať konania o porušení a nesplnení povinností.

4. KOMPENZAčNÝ MECHANIZMUS MEDZI TSO

Nariadením č. 1228/2003 sa tiež ustanovuje rámec, v ktorom základom kompenzácie za používanie susediacich sietí už nie sú explicitné poplatky za jednotlivé obchody (cezhraničné alebo tranzitné poplatky), ale globálny kompenzačný mechanizmus na základe fyzických tokov. To je veľmi vhodné v zosieťovaných elektrických sieťach, kde sa opačné obchodné toky navzájom zosieťujú a fyzické toky sa takmer nikdy nezhodujú so zmluvnou trasou.

Pokrok v mechanizme kompenzácie medzi TSO (ITC) sa dosiahol na dobrovoľnom základe v priebehu Florentského fóra. Prvú dobrovoľnú dohodu uzatvorili členovia ETSO v marci 2002, i keď táto ešte obsahovala cezhraničný poplatok 1 EUR/MWh, ktorý sa vyberal hromadne alebo z vývozných a dovozných transakcií, v závislosti od krajiny. Tento poplatok sa v roku 2003 znížil na 0,5 EUR/MWh a nakoniec bol zrušený v roku 2004.

Dobrovoľná dohoda medzi TSO vychádzala z metódy, ktorá je zjednodušením skutočnosti pri cezhraničných tokoch. Toto zjednodušenie obsahuje niektoré nedostatky, ktorých podpora sa pre niektorých účastníkov stávala stále menej udržateľnou. ETSO pracovali na zlepšení tejto metodiky a predložili tzv. model IMICA (zdokonalené modelovanie pre prideľovanie nákladov na infraštruktúru), ktorý rieši niektoré nedostatky predchádzajúceho systému. Keďže však táto metóda je veľmi komplikovaná a stále pokračuje diskusia o zásadách metódy ITC, v roku 2007 sa implementuje nový dočasný mechanizmus ITC s niekoľkými zlepšeniami.

Skupina európskych regulátorov pre elektrickú energiu a plyn (ERGEG) vypracovala usmernenia o ITC, ktoré má Komisia prijať na základe nariadenia č. 1228/2003. Po niekoľkých pokusoch a niekoľkých metódach uchádzajúcich sa o zavedenie, z ktorých najnovšia a najsľubnejšia je metóda IMICA, v rámci ERGEG sa do konca roka 2006 nedospelo k žiadnej dohode.

Komisia stále zvažuje, či práca ERGEG poskytuje pre každý prípad dostatočný základ na prijatie usmernení za pomoci výboru pre cezhraničnú elektrickú energiu, ktorý bol založený podľa článku 13 nariadenia č. 1228/2003.

5. ZLADENIE SADZIEB ZA PRÍSTUP DO SIETE

Sieťové sadzby za prístup do prenosovej siete sú značne odlišné (pozri aj graf v prílohe 2). Priemerná sieťová sadzba na zaťaženie pripojené do prenosovej siete, poplatok L, je v rozsahu od cca. 2 EUR/MWh (Švédsko) do približne 27 EUR/MWh (východné Dánsko). Priemerná sieťová sadzba za generátor pripojený do prenosovej siete, poplatok G, je v rozsahu od 0 EUR/MWh (niekoľko členských štátov) do približne 1,8 EUR/MWh (Írsko). Okrem rôznych nákladov na infraštruktúru v týchto sadzbách môžu alebo nemusia byť započítané straty, lokačné signály, systémové služby alebo poplatky, ktoré priamo nesúvisia s činnosťou TSO. Tieto iné poplatky sa väčšinou týkajú povinností v súvislosti s verejnými službami, ako je podpora obnoviteľných energetických zdrojov a kombinovaných teplární a elektrární (CHP), ako aj uviaznutých nákladov.

Zosúladenie sadzieb je potrebné preto, aby boli rovnaké východiskové podmienky pre trh s elektrickou energiou, a je to jeden z hlavných problémov, ktoré sa riešia v nariadení č. 1228/2003. I keď záväzné usmernenie o výške sadzieb sa pripravuje už niekoľko rokov v procese Florentského fóra, podľa nariadenia ho nemožno prijať nezávisle od usmernenia pre mechanizmus ITC. Cieľom návrhu usmernenia o stanovení sadzieb za prenos je zníženie rozsahu poplatku G. Je to preto, že poplatok G je v súvislosti s rovnakými východiskovými podmienkami významnejší ako poplatok L.

6. PREťAžENIE

Možno konštatovať, že modely preťaženia sa stali premenlivejšími, aj keď doteraz neexistuje žiadna jednotná metóda na zber a uverejňovanie údajov o výskyte preťaženia. V minulosti toky, často ovládané dlhodobými zmluvami, zostávali pomerne stabilné. Zvýšenú nestálosť možno považovať za znak lepšie fungujúceho trhu, čo vedie k zvýšenému obchodovaniu na prepojovacích vedeniach v obidvoch smeroch. V niektorých prípadoch to môže byť aj dôsledkom novej obchodnej stratégie aktérov v dominantnom postavení na jednom trhu: cezhraničné objemy sa optimalizujú.

Pomocou trhových mechanizmov TSO vyberajú pri preťažení poplatky za prenájom, v ktorých sa zohľadní cenový rozdiel medzi zónami a objem, s ktorým sa obchoduje na každom prepojovacom vedení. Na hraniciach, kde sa už určitý čas používali explicitné aukcie, sa v roku 2005 (2004) vybrali takéto poplatky za prenájom[7]: Nemecko 158 miliónov EUR (98 mil. EUR), Holandsko 48 mil. EUR (35 mil. EUR), Česká republika 44 mil. EUR (41 mil. EUR), Poľsko 41 mil. EUR (9 mil. EUR) a Dánsko (hranice s Nemeckom) 28 mil. EUR (19 mil. EUR). V severnom regióne sa vybrali tieto súhrnné poplatky za prenájom na základe systému rozdelenia trhu[8]: 48 mil. EUR v roku 2004, 117 mil. EUR v roku 2005 a 104 mil. EUR v roku 2006. Na rok 2006 bolo zavedených niekoľko nových explicitných aukcií ako náhrada za zadržanie, prioritné prideľovanie pre zmluvy z minulosti alebo metódy „prvé prijaté, prvé vybavené“, ktoré nie sú zlučiteľné s nariadením č. 1228/2003 alebo s rozsudkom Európskeho súdneho dvora v prípade C-17/03.

Podľa tohto nariadenia sa príjmy z preťaženia môžu použiť len na garantovanie kapacity, budovanie infraštruktúry alebo zníženie sieťovej sadzby. Znižovanie sadzieb však bolo, žiaľ, najobvyklejším spôsobom použitia príjmov z preťaženia. Len v niektorých prípadoch sa uprednostnili investície do sietí (severské krajiny, Holandsko). Podľa zmenených a doplnených usmernení na riadenie preťaženia od roku 2007 regulátori budú musieť uverejňovať výročnú správu o výbere a použití príjmov z preťaženia.

7. PRÍSTUP KONCOVÝCH POUžÍVATEľOV K CEZHRANIčNEJ ELEKTRICKEJ ENERGII

Hranice medzi krajinami a oblasťami kontroly stále tvoria významnú prekážku skutočnej integrácie trhov. Strednodobý cieľ predstavuje zameranie na regionálne zosúladenie trhu a vybudovanie novej infraštruktúry tak, aby účastníkom trhu hranice prekážali menej ako dnes. Tento stav sa vo veľkej miere vytvoril pre účastníkov veľkoobchodného trhu na v okruhu pôsobenia energetickej burzy Nord Pool. Keď účastníci trhu na severskom trhu podajú ponuku na promptný trh deň vopred, systém automaticky optimalizuje použitie cezhraničnej infraštruktúry. Vyrovnávací trh je tiež integrovaný a používa ponuky z celého regiónu. Tento severský trh však ešte nezasahuje priamo na maloobchodný trh, pretože zákazníci sú stále povinní používať služby dodávateľov založených v tej istej krajine. Práce pokračujú so zámerom vytvoriť skutočný trh severských koncových používateľov. Ďalším príkladom integrácie veľkoobchodných trhov je Nemecko a Rakúsko. V tejto oblasti sa tiež rokuje o integrácii maloobchodných trhov.

8. BEZPEčNOSť DODÁVOK

Prvý rok účinnosti nariadenia, rok 2003, sa ukázal ako ťažký pre bezpečnosť dodávok elektrickej energie. Taliansko zažilo veľký výpadok v septembri 2003 v dôsledku problémov s prepojovacími vedeniami so Švajčiarskom a kvôli tomu, že sa mu nepodarilo obmedziť rozsah tejto poruchy. V septembri 2003 došlo tiež k veľkému výpadku v južnom Švédsku a východnom Dánsku. Menej rozsiahle výpadky sa vyskytli v roku 2003 v Londýne a Helsinkách. Doteraz posledný výpadok 4. novembra 2006 zasiahol celú synchrónnu oblasť Únie pre koordináciu prenosu elektrickej energie (UCTE). Táto nehoda vznikla v severnom Nemecku a viedla k rozdeleniu oblasti UCTE na tri časti a následne k 10 %-nému vypnutiu elektrickej siete v západnej oblasti s cieľom zachovať ucelenosť prenosovej siete.

Keďže veľké systémové poruchy sa vyskytujú veľmi zriedkavo, doteraz nie je možné odvodiť žiadne závery o tom, či sa zvyšuje alebo znižuje výskyt výpadkov v porovnaní so situáciou pred zvýšením cezhraničného prenosu. Výpadok v Taliansku však jasne ukázal, že TSO nemajú k dispozícii dostatočný vhodný rámec, ktorým by sa garantovala vysoká úroveň prevádzky systému v európskom meradle. Spolupráca bola postavená na nezáväzných odporúčaniach bez toho, aby sa uplatňovanie týchto odporúčaní sledovalo a vyžadovalo. Preto UCTE začal pracovať na transformácii týchto odporúčaní na príručku pravidiel, ktoré by sa vyžadovali a sledovali na základe záväznej dohody všetkých TSO, ktorí sú členmi UCTE. Tento proces sa ešte neskončil, i keď sa dosiahol značný pokrok.

Najmä v priebehu Florentského fóra sa rokovalo o tom, či sú potrebné záväzné bezpečnostné pravidlá na európskej úrovni. Tie už sú možné prostredníctvom nariadenia i keď Komisia sa ešte nerozhodla predložiť nejaký návrh.

Najnovšia správa ETSO o primeranosti výroby[9] ukázala, že v súvislosti s väčšinou európskej siete do roku 2012 žiadne veľké starosti nie sú. Po roku 2012 by sa situácia mohla stať kritickou, ak sa investície budú realizovať pomalšie ako sa predpokladá. Situácia sa môže dosť rýchlo zmeniť, keď sa ohlásia nové investície, ako v Taliansku, Španielsku, Holandsku a Nemecku. Severské krajiny sú závislé od dažďových zrážok, nakoľko je tam veľký podiel vodných elektrární. Výrobná kapacita sa preto stáva problémom v suchých rokoch, ako bol rok 2006.

V správe ETSO sa prihliada na vplyv cezhraničných spojení na primeranosť výroby na regionálnej úrovni za predpokladu, že TSO nebudú jednostranne odpojovať prepojovacie vedenia medzi členskými štátmi v prípade vzniku podmienok mimoriadneho dopytu v čase špičky. Správanie niektorých TSO za takýchto podmienok nie je veľmi predvídateľné. Niektoré príklady ukazujú, že domáci zákazníci dostávajú prednosť pred zahraničnými. To je porušenie smernice 2003/54 o spoločných pravidlách pre vnútorný trh s elektrickou energiou[10] i smernice 2005/89 o opatreniach na zabezpečenie bezpečnosti dodávok elektrickej energie a investícií do infraštruktúry[11]. Ďalšia diskusia o tejto dôležitej otázke bude prebiehať v súvislosti s implementáciou druhej smernice.

9. LOKAčNÉ SIGNÁLY

Lokačné signály sú základnou požiadavkou pre fungovanie trhu s elektrickou energiou. Ako lokačné signály sa označujú všetky prenosové sadzby alebo podmienky, ktoré ovplyvňujú odosielanie vyrobenej elektrickej energie z krátkodobého hľadiska a situovanie nových elektrární a zákazníkov s veľkým odberom elektrickej energie z dlhodobého hľadiska.

V súčasnosti najsilnejší sieťový lokačný signál na trhu EÚ s elektrickou energiou poskytujú účinky preťaženia. Preťaženia v skutočnosti znamená, že trh je rozdelený na cenové zóny a preťaženie zachováva cenový rozdiel medzi zónami. Ide o silný signál vtedy, keď sa spoločnosť rozhoduje, kde bude investovať do výrobných kapacít. Okrem toho v niektorých krajinách (Spojené kráľovstvo, Švédsko a Nórsko) existuje aj lokačný signálny prvok zabudovaný do sadzieb za prístup do siete. Tento signál ovplyvňuje krátkodobé správanie (odosielanie) a dlhodobé správanie (investície). Doteraz neexistujú žiadne celoeurópske lokačné signály v sadzbách na doplnenie signálov vyplývajúcich z preťaženia. Prv ako by sa celoeurópske lokačné signály mohli primerane zabudovať do sadzieb, môže byť potrebné zosúladenie sieťových sadzieb.

Veľký problém, ktorý sa týka lokačných signálov v niektorých členských štátoch, existuje najmä vo veľkých krajinách s jediným cenovým územím a tam, kde sa preťaženie explicitne nezisťuje. Napríklad v Nemecku existuje veľký prienik veterných elektrární na severe krajiny s prednostným odosielaním. I keď medzi severným a južným Nemeckom preťaženie existuje, zachovávanie jedného cenového územia znamená, že lokačný signál pre konvenčných výrobcov neexistuje. Južné Švédsko a južné Rakúsko tiež trpia nedostatkom lokačných signálov pre výrobu v dôsledku udržiavania jediného cenového územia. Vo Francúzsku existuje jedno cenové územie pre elektrickú energiu a zónová sadzba pre plyn: preťaženie sa vytvára v sústave na prenos elektrickej energie a vzhľadom na to by bolo hospodárnejšie dopravovať primárnu energiu ako elektrickú energiu. Predpokladá sa, že metódy prideľovania na báze toku prinesú viac informácií o slabých miestach energetického systému.

10. ZÁVERY

Počas obdobia, v ktorom boli otvorené trhy s elektrickou energiou v Európe, prebiehal trvalý, ale len mierny nárast cezhraničných tokov. Hlavným hnacím motorom bola možnosť obchodovania medzi cenovými územiami s rozdielnymi cenami. Značným vývojom prešli metódy na výpočet kapacity a prideľovania, pričom k možnému ďalšiemu vývoju dôjde v dôsledku zmenených a doplnených usmernení na riadenie preťaženia, prijatých v novembri 2006. Budú vyžadovať metódy na základe širšej regionálnej optimalizácie používania siete a nie zameranie na dvojstranný obchod medzi dvoma susediacimi krajinami. Tým sa dosiahne bezpečnejšie riadenie fyzických tokov.

Existujú však náznaky toho, že fungovanie prenosovej siete sa niekedy približuje k jej fyzickým limitom. Výpadok v Taliansku v roku 2003 a v UCTE v roku 2006 ukázali, aká nákladná môže byť akákoľvek udalosť v celoeurópskej prenosovej sieti. Preto je dôležité, aby zvýšenie obchodu sprevádzala koordinovanejšia prevádzka siete a budovanie novej infraštruktúry vrátane skvalitňovania existujúcich vedení, budovania nových vedení a investovania do iných súčastí siete tam, kde je to potrebné. V dôsledku lokálneho charakteru elektrickej energie tento rastový potenciál nie je neobmedzený, ale stále tu existuje významný priestor na optimalizáciu využívania existujúcich prenosových zdrojov. Môže sa to vyjadriť aj tak, že cieľom nie je zvyšovanie tokov ako také. Je to skôr možnosť tokov, ktoré sú nutnou podmienkou cezhraničného obchodu a základným prvkom pre dobre fungujúci vnútorný trh s elektrickou energiou.

Európsky trh vo veľkej miere vychádza z regionálnej koncepcie. Táto sa najprv vyvíjala prirodzene podľa fyzického stavu siete. Po ustanovení regiónov v zmenených a doplnených usmerneniach na riadenie preťaženia a vytvorení regionálnych iniciatív v sektore elektrickej energie zo strany ERGEG dostal regionálny prístup oficiálny status. Regionálny prístup by sa však mal považovať za pragmatický nástroj na vytvorenie celoeurópskeho trhu. Predbežne neexistuje žiadny významný dôvod, pre ktorý by sa implementácia trhu s elektrickou energiou mala medzi regiónmi významne líšiť.

Zmenené a doplnené usmernenia na riadenie preťaženia nadobudli účinnosť 1. decembra 2006. Usmernenia ITC a usmernenia o zladení sadzieb sa pripravujú a Komisia by ich mala prijať v priebehu roka 2007. Týmito usmerneniami sa splnia pravidlá, ktoré sa predpokladajú v nariadení č. 1228/2003, s výnimkou pravidiel bezpečnosti a spoľahlivosti. Medzičasom sa jasne ukázalo, že je potrebné sa zaoberať mnohými problémami, ku ktorým sa v nariadení nepredpokladajú podrobné usmernenia. Nasledujúci predbežný zoznam obsahuje pokračujúce problémy týkajúce sa cezhraničného obchodu, z ktorých iba niekoľko je zastrešených týmto nariadením. Väčšinou z nich sa však už zaoberajú rôzne iniciatívy ERGEG:

6. pravidlá bezpečnosti a spoľahlivosti: pravidlá medzi TSO na zaistenie bezpečnej prevádzky siete. Poverenie na prijatie usmernení Komisiou už obsahuje článok 8 nariadenia č. 1228/2003;

7. pravidlá spojenia: riadi vzťah medzi TSO a zákazníkmi (výrobcovia, prevádzkovatelia rozvodných systémov a veľkí koncoví zákazníci);

8. pravidlá obchodovania s elektrickou energiou: zladenie úprav pre obchodovanie, harmonogramov a výrobkov vrátane obchodovania v priebehu dňa;

9. pravidlá transparentnosti: podrobné pravidlá výmeny a uverejňovania údajov medzi účastníkmi trhu. Pravidlami transparentnosti sa už zaoberajú zmenené a doplnené usmernenia na riadenie preťaženia;

10. pravidlá vyrovnávacej a rezervnej energie: za účelom ďalšej integrácie trhov s vyrovnávacou a rezervnou energiou. Cezhraničným vyrovnávaním sa už zaoberajú zmenené a doplnené usmernenia na riadenie preťaženia;

11. pravidlá výmeny údajov a vysporiadania: zamerané na ďalšiu integráciu maloobchodného trhu prostredníctvom dostatočne zosúladených pravidiel pre výmenu údajov a vysporiadanie;

12. pravidlá stimulovania investícií vrátane lokačných signálov: poskytujú európsky rámec na účinné signály na investície vo výrobe a sieťach.

Potreba týchto pravidiel a podrobnosti sú stále predmetom diskusií a na poskytnutie potrebného vstupu sú potrebné ďalšie štúdie. Ukázalo sa však, že ďalšia integrácia vnútorného trhu vyžaduje logicky premyslený súbor pravidiel, ako boli vypracované v oznámení Komisie o výhľadoch pre vnútorný trh s plynom a elektrickou energiou[12]. Mnohé z týchto pravidiel už existujú, ale na úrovni štátu alebo spoločnosti, pod rôznym dohľadom národných regulátorov. Nezlučiteľnosť týchto pravidiel môže byť jednou z najväčších prekážok integrácie trhov. V oznámení o výhľadoch vnútorného trhu s plynom a elektrickou energiou sa uvádza, akú úlohu by mali regulátori zohrávať pri príprave, sledovaní a uplatňovaní týchto pravidiel, a ako by sa mali tohto procesu zúčastňovať TSO.

Príloha 1: Metódy riadenia preťaženia používané v Európe (Zdroj: správa ETSO: Prehľad súčasných metód na riadenie preťaženia v Európe, máj 2006 )

Prideľovanie deň vopred (aktualizováno v januári 2007)

Príloha 2: Výška sadzieb za prenos v Európe (Zdroj: Výška sadzieb za prenos v Európe (správa ETSO z roku 2006: Prehľad ETSO o sadzbách za prenos v Európe: zhrnutie za rok 2005)

[pic]

[pic]

[1] Ú. v. EÚ L 176, 15.7.2003, s. 1.

[2] 2006/770/ES: rozhodnutie Komisie z 9. novembra 2006, ktorým sa mení a dopĺňa príloha nariadenia (ES) č. 1228/2003 o podmienkach prístupu do siete pre cezhraničné výmeny elektrickej energie, Ú. v. EÚ L 312, 11.11.2006, s. 59 – 65.

[3] Zdroje: UCTE, Nordel, DTi, pobaltskí TSO.

[4] Prieskum podľa článku 17 nariadenia (ES) č. 1/2003 v európskom sektore plynu a elektrickej energie KOM(2006)851, pozri časť b II.3 Integrácia trhov.

[5] Vereniging voor Energie, Milieu en Water a iní / Directeur van de Dienst uitvoering en toezicht energie, Ú. v. EÚ C 182, 23.7.2005, s. 2.

[6] Prieskum podľa článku 17 nariadenia (ES) č. 1/2003 v európskom sektore plynu a elektrickej energie KOM(2006)851 pozri časť b II.3 Integrácia trhov, pozri časť b II.3.5.3.

[7] Informácie získané z internetových stránok aukčného úradu. Predpokladá sa, že poplatky za prenájom každého prepojovacieho vedenia sa rozdelia rovnakým dielom medzi zúčastnených TSO.

[8] Nordel

[9] Primeranosť výroby, hodnotenie prepojených európskych energetických sústav v rokoch 2008 – 2015, máj 2006, ETSO.

[10] Ú. v. EÚ L 175, 15.07.2003, s. 37.

[11] Ú. v. EÚ L 33, 4.2.2006, s. 22.

[12] Výhľady pre vnútorný trh s plynom a elektrickou energiou, KOM(2006)841.

regiónoch v roku 2005

a výmeny v európskych

Spotreba elektrickej energie

Cezhraničná elektrická energia medzi regiónmi

-

=

Cez. ext.

Cezhraničná elektrická energia v rámci regiónu

-

=

Cez. vn.

Spot. = Spotreba

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

Cez. ext

= 9,3%

TWh

36

Cez. vn.

TWh

Spot. 388

Severná Európa

3TWh = 13,0%

Cez. ext.

Cez.vn. 2TWh = 10,0%

TWh

Spot. 23

Pobalské krajiny

= 20,9%

TWh

70

Cez. ext.

= 11,6%

TWh

39

Cez. vn.

TWh

Spot. 335

Stredná vých. Európa

=9,7%

TWh

20

Cez. ext.

= 12,1%

TWh

25

Cez. vn.

TWh

Spot. 207

Juhových. Európa

=15,2%

TWh

51

Cez. ext.

= 0,0%

TWh

Cez. vn.

TWh

Spot. 328

Taliansko

=3,0%

TWh

9

Cez. ext.

= 4,0%

TWh

12

Cez. vn.

TWh

Spot. 303

Ibérijský trh

=8,6%

TWh

. 111

Cez. ext

= 7,4%

TWh

97

Cez. vn.

TWh

Spot. 1310

Stredná západ. Európa

=3,0%

TWh

Cez. ext.12

= 0,5%

TWh

2

Cez. vn.

TWh

Spot. 400

Spojené kráľovstvo a Írsko

Implicitná aukcia

Explicitná aukcia

Žiadne preťaženie

Obmedzenie prístupu

Iná metóda