52007DC0250

NL

Brussel, 15.5.2007

COM(2007) 250 definitief

MEDEDELING VAN DE COMMISSIE AAN DE RAAD HET

EUROPEES PARLEMENT

Verslag over de ervaring die is opgedaan bij de toepassing van

Verordening (EG) nr. 1228/2003

“Verordening betreffende de grensoverschrijdende handel in elektriciteit”

MEDEDELING VAN DE COMMISSIE AAN DE RAAD HET

EUROPEES PARLEMENT

Verslag over de ervaring die is opgedaan bij de toepassing van

Verordening (EG) nr. 1228/2003

“Verordening betreffende de grensoverschrijdende handel in elektriciteit”

(Voor de EER relevante tekst)

1. Inleiding

De Commissie publiceert dit verslag overeenkomstig artikel 14 van verordening (EG) nr. 1228/2003 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit [1] waarin is bepaald dat zij een verslag dient te publiceren over de ervaring die is opgedaan ij de toepassing van die verordening. De verordening beoogt eerlijke regels te stellen voor de grensoverschrijdende handel in elektriciteit en zo de mededinging op de interne elektriciteitsmarkt te bevorderen. De verordening voorziet in een vergoedingsmechanisme voor grensoverschrijdende elektriciteitsstromen, geharmoniseerde beginselen op het gebied van transmissietarieven en regels voor de toewijzing van beschikbare interconnectiecapaciteit tussen nationale transmissiesystemen.

2. Ontwikkeling van de grensoverschrijdende handel

De grensoverschrijdende elektriciteitsstromen in Europa zijn sinds de openstelling van de markt jaar na jaar lichtjes blijven groeien. Gemiddeld is echter slechts 10% van de in de EU verbruikte elektriciteit afkomstig uit een andere lidstaat. Figuur 1 biedt een overzicht van de algemene ontwikkeling van de fysieke grensoverschrijdende elektriciteitsstromen in de EU27 plus Noorwegen en Zwitserland.

(...PICT...)

Figuur 1: Ontwikkeling van de grensoverschrijdende elektriciteitsstromen tussen de EU-lidstaten, Noorwegen en Zwitserland (percentage van de grensoverschrijdende stromen in verhouding tot het totale elektriciteitsverbruik).

Figuur 2 toont de omvang van de grensoverschrijdende stromen binnen en tussen de in de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer [2] genoemde regio’s, aangevuld met Zuidoost Europa (SEE). Landen die tot meerdere regio’s behoren zijn op de figuur ingedeeld bij de regio waarmee ze fysiek het sterkst zijn verbonden. Zwitserland is ingedeeld bij de regio Centraal-West-Europa en Noorwegen bij de regio Noord-Europa. De figuur geeft enkel een schematisch overzicht en is geen exacte weergave van de geografische markten. De Duitse en Oostenrijkse markt zijn in de praktijk grotendeels geïntegreerd.

(...PICT...)

Figuur 2: Elektriciteitsverbruik en –uitwisseling in de Europese regio’s in 2005 [3]

Uit de figuur blijkt dat Centraal-West Europa (CWE) de grootste regio is met een jaarverbruik van 1310 TWh. De CWE-regio wisselt aanzienlijke hoeveelheden elektriciteit uit met alle naburige regio’s en met name met Italië (41 TWh) en Centraal-Oost Europa (CEE - 35 TWh). Tot voor de ingebruikneming van de interconnector tussen Estland en Finland in december 2006 bestond er geen fysieke verbinding tussen het Baltische gebied en de andere regio’s in de EU.

Van het totale verbruik in deze regio’s (3271 TWh) is 6,5% (213 TWh) afkomstig van een ander land binnen dezelfde regio, 4,3% (141 TWh) uit een andere regio en 0,7% (24 TWh) uit derde landen. Er moet echter worden vermeld dat de fysieke stromen slechts een indicatie bieden van de reële grensoverschrijdende handelsstromen. Wanneer tegengestelde handelsstromen worden opgeteld, kan het bruto handelsvolume hoger liggen dan het fysieke volume. Ook ten gevolge van loop-flows en de huidige capaciteitsberekeningsmethode, die geen correct beeld geeft van de effecten op derde landen, stemmen de commerciële stromen zelden overeen met de fysieke stromen.

Gelet op de huidige interregionale uitwisselingsstromen en de achterliggende interconnectiecapaciteit, lijkt het vanzelfsprekend dat er ruimte is voor een verdere integratie van de verschillende regio’s tot één Europese markt. Dit zal resulteren in een grotere prijsconvergentie tussen de regio’s met een vergelijkbare energieproductiemix en in een beter gebruik van arbitragemogelijkheden tussen regio’s met een verschillende energieproductiemix zoals de CWE-regio en de Noord-Europese markt.

Het grensoverschrijdende handelspotentieel wordt in het algemeen verre van volledig aangesproken. Dit wordt bevestigd door de resultaten van het sectoronderzoek van de gas- en elektriciteitsmarkt [4]. Dit komt gedeeltelijk door een gebrek aan integratie van de markten voor grootafnemers en de vereffeningsmarkten. Anderzijds is er in veel landen nog geen betrouwbaar prijssignaal voor grensoverschrijdende handel.

3. Ontwikkeling van grensoverschrijdende handelsmethodes

De goedkeuring van de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer was een stap op weg naar de invoering van de interne elektriciteitsmarkt in de EU. De richtsnoeren bevatten praktische voorschriften voor de tenuitvoerlegging van een aantal beginselen die reeds waren opgenomen in Verordening (EG) nr. 1228/2003. De belangrijkste elementen zijn de indeling van de EU in regio’s (zeven regio’s plus Zuid-Oost Europa), de verplichte invoering van een gemeenschappelijk gecoördineerd capaciteitsberekenings- en toewijzingssysteem door de transmissiesysteembeheerders (TSO’s) en ten slotte een aantal eisen inzake transparantie.

Op dit moment gebeurt de capaciteitstoewijzing bij congestie van interconnectorlijnen op één van de volgende manieren (zie tevens de figuur in bijlage 1):

(1) toegangsbeperking (de capaciteit wordt beheerd door een vertikaal geïntegreerde onderneming);

(2) prioritaire toewijzing voor oude contracten;

(3) expliciete veilingen;

(4) impliciete veilingen;

(5) voor ‘intra day’-toewijzing: ‘eerst komt, eerst maalt’ en pro rata.

Alleen gecoördineerde expliciete en impliciete veilingen voldoen aan de bepalingen van Verordening (EG) nr. 1228/2003. Op de oudste commerciële zijn worden echter nog steeds toegangsbeperkingen van kracht en soms wordt bij de toewijzing, ondanks het arrest van het Europees Hof van Justitie in zaak C-17/03 [5], nog steeds prioriteit verleend op grond van oude contracten. Naar aanleiding van deze praktijken heeft de Commissie reeds een juridische procedure ingeleid.

In de toekomst zal meer capaciteit worden toegewezen op basis van impliciete veilingen. De door ETSO en de vereniging van Europese Elektriciteitshandel (EuroPex) ontwikkelde marktkoppelingsmethode biedt, op dit moment, de beste perspectieven voor een reële integratie van de Europese elektriciteitsmarkt via impliciete ‘day-ahead’ veilingen. Het sectoronderzoek [6] heeft aangetoond dat expliciete veilingen, zoals die vandaag worden georganiseerd, vaak tot een inefficiënt gebruik van interconnectiecapaciteit leiden en de integratie van de markt in de weg staan.

In het verleden was de berekening van de grensoverschrijdende capaciteit grotendeels gebaseerd op de door de Europese Organisatie van Transmissiesysteembeheerders (ETSO) ontwikkelde methode inzake de netto-overdrachtcapaciteit (NTC). Onlangs zijn meer verfijnde capaciteitsberekeningsmethodes voorgesteld die geïntegreerd zijn met de capaciteitstoewijzing. Deze zijn noodzakelijk om te voldoen aan de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer. De op de flux gebaseerde methode (flow-based method) lijkt de beste perspectieven te bieden. Bij deze methode wordt de beschikbare capaciteit berekend binnen een algemeen netwerkmodel zonder de resultaten achteraf op suboptimale wijze op te splitsen in bilaterale NTC-waarden. Dankzij deze methode kan worden gewaarborgd dat de berekende fysieke stromen van alle betrokken TSO’s binnen de veiligheidsgrenzen van het netwerk blijven. In een fijnmazig transmissienetwerk biedt deze methode grote potentiële voordelen.

Er moeten nog grote inspanningen worden geleverd om deze afspraken, waaronder de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer, uit te voeren. Ten gevolge daarvan konden niet alle projecten worden afgerond vóór 1 januari 2007, de uiterste termijn voor de invoering van een gemeenschappelijk en gecoördineerd capaciteitsberekenings- en toewijzingsysteem overeenkomstig de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer. De moeilijkheden zijn in de eerste plaats van technische aard omdat het systeem moet worden getest en betrouwbaar moet zijn alvorens het kan worden ingevoerd. Ten tweede is het vaak een politieke uitdaging om overeenstemming te bereiken over wijzigingen van de markt. Zelfs als een betere methode de marktdeelnemers in totaal meer winst zou opleveren en voor een veilige en efficiëntere benutting van de bestaande infrastructuur zou zorgen, is het mogelijk dat de toe te wijzen capaciteit bij een aantal grenzen zal dalen.

Er is een beperkte vooruitgang geboekt bij de ontwikkeling van de toegang tot grensoverschrijdende ‘intra day’-handel. Dit is overigens een verplichting in het kader van de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer, die op 1 januari 2008 van kracht worden.

De nationale regelgevende instanties en de Commissie zullen nauwlettend toezien op de tenuitvoerlegging van de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer. Wanneer de nieuwe richtsnoeren niet worden nageleefd, zal de Commissie desnoods inbreukprocedures inleiden.

4. Inter-TSO compensatiemechanisme

Verordening (EG) nr. 1228/2003 voorziet in een regeling waarbij de compensatie voor het gebruik van naburige netwerken niet langer berekend wordt op basis van expliciete vergoedingen per handelsverrichting (vergoeding voor grensoverschrijdende en transitstromen), maar via een algemeen compensatiemechanisme op basis van fysieke stromen. Gezien de fijnmazigheid van het elektriciteitsnetwerk waarin tegengestelde stromen elkaar opheffen en fysieke stromen nagenoeg nooit overeenstemmen met de contractuele paden is dit logisch.

In het kader van het proces van het Forum van Florence werden vrijwillige afspraken gemaakt over een vergoedingsmechanisme tussen transmissienetbeheerders (inter-TSO compensation - ITC). De eerste vrijwillige overeenkomst tussen ETSO-leden werd gesloten in maart 2002. Die overeenkomst voorziet nog in een grensoverschrijdende vergoeding van 1 €/MWh, die naargelang het land hetzij collectief, hetzij op basis van in- en uitvoertransacties wordt geïnd. In 2003 werd de vergoeding verlaagd tot 0,5 €/MWh en in 2004 werd ze volledig geschrapt.

De vrijwillige overeenkomst tussen de TSO's is gebaseerd op een methode die een vereenvoudiging inhoudt van de werkelijke grensoverschrijdende stromen. Die vereenvoudiging brengt echter verschillende onjuistheden mee die voor sommige deelnemers niet langer aanvaardbaar zijn. De ETSO heeft inspanningen geleverd om de methode te verfijnen en heeft het zogenaamde IMCA-model naar voren geschoven (Improved Modelling for Infrastructure Cost Allocation) dat een oplossing biedt voor een aantal gebreken van het vorige systeem. Daar het echter om een bijzonder complexe methode gaat en het overleg over de beginselen van de ITC-methode nog niet is afgerond, wordt in 2007 een nieuw tussentijds ITC-mechanisme met enkele verbeteringen ingevoerd.

De Europese groep van regelgevende instanties voor elektriciteit en gas (ERGEG) heeft richtsnoeren inzake ITC opgesteld die door de Commissie moeten worden goedgekeurd in het kader van Verordening (EG) nr. 1228/2003. Ondanks diverse pogingen en voorgestelde methoden, waarvan IMCA, de recentste, de beste perspectieven biedt, had de ERGEG eind 2006 nog geen overeenstemming bereikt

Samen met het overeenkomstig artikel 13 van Verordening (EG) nr. 1228/2003 opgerichte comité voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit, is de Commissie nog aan het onderzoeken of de werkzaamheden van de ERGEG een voldoende solide basis vormen om richtsnoeren vast te stellen.

5. Harmonisering van de tarieven voor de toegang tot het netwerk

De tarieven voor de toegang tot het transmissienetwerk lopen enorm uiteen (zie tevens de figuur in bijlage 2). Het gemiddelde netwerktarief voor de aansluiting van vermogen op een transmissienetwerk, het L-tarief, varieert van ca. 2 €/MWh (Zweden) tot ca. 27 €/MWh (Oost-Denemarken). Het gemiddelde netwerktarief voor de aansluiting van een producent op een transmissienetwerk, het G-tarief, varieert van ca. 0 €/MWh (verschillende lidstaten) tot ca. 1,8 €/MWh (Ierland). Deze verschillen worden verklaard door een aantal factoren. Naast de uiteenlopende infrastructuurkosten zijn verliezen, locatiespecifieke signalen, systeemdiensten of –kosten die niet rechtsreeks verband houden met de TSO-activiteiten soms wel, soms niet inbegrepen. Deze andere kosten zijn meestal gekoppeld aan openbaredienstverplichtingen zoals steun voor hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling (WKK) en niet meer te recupereren kosten (stranded costs).

Een harmonisering van de tarieven is noodzakelijk om gelijke concurrentievoorwaarden op de elektriciteitsmarkt tot stand te brengen en is één van de belangrijkste aspecten van Verordening (EG) nr. 1228/2003. Hoewel in het kader van het Forum van Florence reeds jaren wordt gewerkt aan bindende richtsnoeren inzake tariefniveaus, kunnen deze overeenkomstig de verordening niet worden vastgesteld zonder richtsnoeren voor het ITC-mechanisme. Doel van de ontwerprichtsnoeren inzake transmissietarieven is de geleidelijke vermindering van de verschillen inzake G-tarieven. De G-tarieven zijn immers belangrijker voor gelijke concurrentievoorwaarden dan de L-tarieven.

6. Congestie

Hoewel er geen uniforme methode bestaat voor de verzameling en publicatie van congestiegegevens, moet worden opgemerkt dat het congestieverloop minder stabiel is geworden. In het verleden waren de stromen, die werden gedomineerd door langetermijncontracten, vrij stabiel. Een grotere instabiliteit kan worden beschouwd als een teken dat de markt beter functioneert en dat de handel over de interconnector in beide richtingen toeneemt. In sommige gevallen kan dit ook het gevolg zijn van een nieuwe commerciële strategie van spelers die dominant zijn op één bepaalde markt: de grensoverschrijdende volumes worden geoptimaliseerd.

Dankzij marktmechanismen ontvangen de TSO’s congestieopbrengsten die een weerspiegeling zijn van het prijsverschil tussen de zones en het verhandelde volume over elke interconnector. Bij grenzen waar al een tijdje wordt gewerkt met expliciete veilingen, werden in 2005 de volgende heffingen geïnd 2005 (2004) [7]: Duitsland 158 M€ (98 M€), Nederland 48 M€ (35 M€), Tsjechië 44 M€ (41M€), Polen 41 M€ (9 M€) en Denemarken (grenzen met Duitsland) 28 M€ (19 M€). In de noordelijke regio zijn in het kader van het marktsplitsingssysteem in 2006 de volgende totale congestieopbrengsten gerealiseerd [8]: 48 M€ in 2004, 117 M€ in 2005 en 104 M€ in 2006. In 2006 zijn verschillende nieuwe expliciete veilingen ingevoerd ter vervanging van toegangsbeperkingen, prioritaire toewijzing voor oude contracten of het ‘eerst komt, eerst maalt’-principe, systemen die niet verenigbaar zijn met Verordening (EG) nr. 1228/2003 en het arrest van het Europees Hof van Justitie in zaak C-17/03.

Op grond van de verordening mogen congestieontvangsten alleen worden gebruikt om de capaciteit te waarborgen, infrastructuur te bouwen of het netwerktarief te verlagen. Jammer genoeg heeft men de congestieontvangsten meestal aangewend om de tarieven te verlagen. Slechts in enkele gevallen heeft men geopteerd voor investeringen in het netwerk (Noord-Europa, Nederland). Volgens de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer dienen de regelgevende instanties vanaf 2007 jaarlijks een verslag te publiceren over de inning en het gebruik van de congestieontvangsten.

7. Toegang tot grensoverschrijdende elektriciteit voor eindgebruikers

De lands- en gebiedsgrenzen vormen nog steeds belangrijk hinderpalen voor de integratie van de markt. Op middellange termijn wenst men er door een regionale harmonisering van de markt en de bouw van nieuwe infrastructuur voor te zorgen dat de marktdeelnemers minder hinder ondervinden van de bestaande grenzen. Deze situatie is reeds grotendeels gerealiseerd voor de deelnemers aan de groothandelsmarkt in de noordelijke regio. Wanneer marktdeelnemers op de Noord-Europese markt bieden op de day-ahead spotmarkt wordt het grensoverschrijdende infrastructuurgebruik automatisch door het systeem geoptimaliseerd. De vereffeningsmarkt omvat biedingen uit de volledige regio. De Noord-Europese markt is echter nog niet rechtstreeks gekoppeld aan de eindgebruikersmarkt, aangezien de klanten nog steeds verplicht zijn een beroep te doen op leveranciers die in hetzelfde land zijn gevestigd. De werkzaamheden om een reële Noord-Europese eindgebruikersmarkt tot stand te brengen zijn nog aan de gang. Een ander voorbeeld van een geïntegreerde groothandelsmarkt is de markt van Duitsland en Oostenrijk. Ook hier lopen besprekingen over de integratie van de eindgebruikersmarkt.

8. Voorzieningsveiligheid

Het eerste jaar dat de verordening van kracht was, 2003, was een moeilijk jaar voor de continuïteit van de elektriciteitsvoorziening. Italië werd in september 2003 getroffen door een belangrijke elektriciteitspanne als gevolg van problemen met de koppelleidingen naar Zwitserland en een onvoldoende indijking van het probleem. Eveneens in september 2003 deden zich grote stroompannes voor in het zuiden van Zweden en het oosten van Denemarken. Minder ernstige pannes waren er in 2003 in Londen en Helsinki. De jongste stroomonderbreking, op 4 november 2006, trof tegelijk de hele door de Unie voor de Coördinatie van de Transmissie van Elektriciteit (UCTE) bestreken zone. Het incident vond zijn oorsprong in het noorden van Duitsland en heeft geleid tot de splitsing van de UCTE in drie delen en, bijgevolg, tot een ontlasting van de westelijke regio met ongeveer 10% om de integriteit van het transmissienetwerk te vrijwaren.

Aangezien slechts zelden grote systeemstoringen optreden, kan nog niet worden geoordeeld of de kans op stroompannes sinds de toename van de grensoverschrijdende transmissie is toegenomen dan wel gedaald. De Italiaanse stroompanne heeft wel duidelijk aangetoond dat de TSO’s niet over een degelijk kader beschikten om een hoge systeemperformantie op Europese schaal te waarborgen. De samenwerking was gebaseerd op niet-bindende aanbevelingen zonder ondersteunende monitoring en handhaving. De UCTE is bijgevolg begonnen met de omzetting van de aanbevelingen in een handboek met regels waarvan de monitoring en handhaving gebeurt via een bindende overeenkomst tussen alle TSO’s die lid zijn van de UCTE. Deze werkzaamheden zijn nog niet afgerond, maar er is reeds aanzienlijke vooruitgang geboekt.

Met name in het kader van het Forum van Florence zijn besprekingen gevoerd over de behoefte aan bindende veiligheidsregels op Europees niveau. De verordening maakt dit reeds mogelijk maar tot dusver heeft de Commissie nog geen voorstel in die zin ingediend.

Uit het recente ETSO-rapport inzake de toereikendheid van de elektriciteitsopwekking [9] blijkt dat tot 2012 geen ernstige problemen worden verwacht met het grootste deel van het Europese netwerk. Wanneer de investeringen niet aan het verwachte tempo worden uitgevoerd, kan de situatie na 2012 kritiek worden. De situatie kan echter vrij snel veranderen wanneer nieuwe investeringen worden aangekondigd, zoals in Italië, Spanje, Nederland en Duitsland. Door hun hoge aandeel waterkracht zijn de Noord-Europese landen afhankelijk van de hoeveelheid neerslag. In droge jaren zoals 2006 kan de opwekkingscapaciteit een probleem worden.

In het ETSO-rapport wordt rekening gehouden met de invloed van grensoverschrijdende verbindingen op de toereikendheid van de elektriciteitsopwekking op regionaal niveau waarbij men ervan uitgaat dat de TSO’s bij extreme pieken in de vraag de interconnectoren tussen de lidstaten niet op eenzijdige basis afsluiten. Het gedrag van bepaalde TSO’s in deze omstandigheden is echter niet erg voorspelbaar. Een aantal voorbeelden doet vrezen dat soms de voorkeur gegeven wordt aan binnenlandse klanten boven buitenlandse. Dit is in strijd met Richtlijn 2003/54/EG betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit [10] en Richtlijn 2005/89/EG inzake maatregelen om de zekerheid van de elektriciteitsvoorziening en de infrastructuurinvesteringen te waarborgen [11]. De besprekingen over deze belangrijke kwestie worden voortgezet in de context van de tenuitvoerlegging van de laatstgenoemde richtlijn.

9. Locatiespecifieke signalen

Locatiespecifieke signalen zijn een essentieel instrument voor de werking van de elektriciteitsmarkt. Met locatiespecifieke signalen worden alle transmissietarieven of –voorwaarden bedoeld die een invloed hebben op de elektriciteitsdistributie op korte termijn en op de vestiging van nieuwe elektriciteitscentrales en klanten met een grote elektriciteitsbehoefte op lange termijn.

Op dit moment worden de sterkste locatiespecifieke signalen op de elektriciteitsmarkt in de EU gegeven door de congestie-effecten. Het bestaan van congestie wijst erop dat de markt is verdeeld in tariefzones en houdt congestie het prijsverschil tussen die zones in stand. Dit is een sterk signaal voor ondernemingen die willen investeren in opwekkingscapaciteit. In een aantal landen (het Verenigd Koninkrijk, Zweden en Noorwegen) vormt het tarief voor de toegang tot het netwerk een ander impliciet locatiespecifiek signaal. Er wordt verondersteld dat dit signaal een invloed zal hebben op het gedrag op zowel korte (distributie) als lange termijn (investeringen). Op dit moment zijn er op het gebied van de tarieven nog niet veel locatiespecifieke signalen op Europees niveau om de congestiesignalen aan te vullen. Een harmonisering van de netwerktarieven kan noodzakelijk zijn alvorens een Europees locatiespecifiek signaal in de tarieven kan worden geïntegreerd.

Locatiespecifieke signalen vormen een reëel probleem in een aantal lidstaten, met name grote landen waar één tarief van toepassing is en congestie niet expliciet wordt erkend. Bijvoorbeeld in het noorden van Duitsland wordt veel gebruik gemaakt van windenergie en krijgt deze energiebron voorrang bij de distributie. Hoewel congestie optreedt tussen Noord- en Zuid-Duitsland betekent de instandhouding van één tariefzone dat er geen locatiespecifiek signaal is voor conventionele elektriciteitsopwekking. Ook in het zuiden van Zweden en het zuiden van Oostenrijk ontstaan door de instandhouding van een enkel tariefgebied onvoldoende locatiespecifieke signalen. In Frankrijk wordt één nationaal tarief gehanteerd voor elektriciteit, maar zijn er zonale tarieven voor gas: dit leidt tot congestie op het elektriciteitstransmissiesysteem, terwijl het goedkoper is primaire energie te transporteren dan de daarna opgewekte elektriciteit. Stroomgebaseerde toewijzingsmethoden zullen naar verwachting meer informatie geven over de bestaande bottlenecks in het energiesysteem.

10. Conclusies

Sinds de opening van de Europese elektriciteitsmarkt zijn de grensoverschrijdende stromen constant, zij het bescheiden, blijven toenemen. De belangrijkste stimulerende factor was de mogelijkheid handel te drijven tussen gebieden met uiteenlopende prijzen. De capaciteitsberekenings- en toewijzingsmethoden zijn geëvolueerd en men verwacht dat de in november 2006 goedgekeurde gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer tot verdere verbeteringen zullen leiden. Om aan de richtsnoeren te voldoen moeten berekenngsmethodes worden ontwikkeld die gebaseerd zijn op een ruimere regionale optimalisering van de netwerkbelasting en moet worden afgestapt van de concentratie op de bilaterale handel tussen twee aangrenzende landen. Op die manier ontstaat een veiliger beheer van de fysieke elektriciteitsstromen.

Bepaalde tekenen wijzen er echter op dat het transmissienetwerk soms bijna zijn fysieke grenzen bereikt. De stroompannes in Italië in 2003 en in de UCTE-zone in 2006 hebben aangetoond hoe hoog de kosten van een incident op het Europese transmissienetwerk kunnen oplopen. Het is dan ook belangrijk dat de toenemende handel gepaard gaat met een meer gecoördineerde exploitatie van het netwerk en de bouw van nieuwe infrastructuur, waaronder de verbetering van bestaande lijnen, de bouw van nieuwe lijnen en zo nodig investeringen in andere netwerkcomponenten. Gelet op de lokale aard van elektriciteit, is dit toenamepotentieel niet onbeperkt, maar er bestaat nog aanzienlijke ruimte voor een optimalere benutting van de bestaande transmissiecapaciteit. In dit opzicht is een toename van de stromen geen doel op zich. Stroomcapaciteit is veeleer een noodzakelijke voorwaarde voor grensoverschrijdende handel en een essentieel element voor een goede werking van de interne elektriciteitsmarkt.

De Europese markt is in toenemende mate regionaal georganiseerd. Deze ontwikkeling verliep aanvankelijk op natuurlijke wijze, rekening houdend met de fysieke realiteit van het netwerk. Door de afbakening van regio’s in de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer en de ontwikkeling van de regionale initiatieven (Electricity Regional Initiatives) door de ERGEG heeft deze regionale benadering een officiële status gekregen. De regionale benadering moet echter worden beschouwd als een pragmatisch instrument om tot een algemene Europese markt te komen. Op het eerste gezicht is er geen enkele belangrijke reden waarom de invoering van de elektriciteitsmarkt in de verschillende regio’s sterk zou moeten verschillen.

De gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer zijn op 1 december 2006 van kracht geworden. De ITC-richtsnoeren en de richtsnoeren inzake de harmonisering van de tarieven worden op dit moment voorbereid en zullen in 2007 door de Commissie worden vastgesteld. Op de voorschriften inzake veiligheid en betrouwbaarheid na, betekent dit dat alle richtsnoeren waarin Verordening (EG) nr. 1228/2003 voorziet, zijn vastgesteld. Inmiddels is het echter duidelijk geworden dat een regeling nodig is voor bepaalde aspecten waarvoor de richtlijn niet voorziet in gedetailleerde voorschriften. De volgende voorlopige lijst bevat alle lopende kwesties met betrekking tot grensoverschrijdende handel, waarvan er slechts een aantal volledig onder de verordening vallen. De meeste daarvan worden reeds behandeld in het kader van één van de ERGEG-initiatieven:

(1) regels inzake veiligheid en betrouwbaarheid: regels tussen de TSO’s om de veilige exploitatie van het net te waarborgen. Op grond van artikel 8 van Verordening (EG) nr. 1228/2003 beschikt de Commissie reeds over een mandaat om terzake richtsnoeren vast te stellen;

(2) aansluitingsvoorschriften: regels voor de betrekkingen tussen de TSO’s en de klanten (producenten, exploitanten van het distributiesysteem en grote eindgebruikers);

(3) voorschriften inzake de handel in elektriciteit: harmonisering van de handelsovereenkomsten, termijnen en producten, met inbegrip van de intra-day handel;

(4) voorschriften inzake transparantie: gedetailleerde voorschriften inzake de publicatie en uitwisseling van gegevens tussen de verschillende marktdeelnemers. De transparantievoorschriften komen reeds aan bod in de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer;

(5) voorschriften inzake balancering en reservevermogen: met het oog op een verdere integratie van de balancerings- en reservevermogensmarkt. Grensoverschrijdende balancering komt aan bod in de gewijzigde richtsnoeren inzake congestiebeheer;

(6) voorschriften inzake gegevensuitwisseling en geschillenbeslechting: met het oog op de integratie van de eindgebruikersmarkt door een voldoende geharmoniseerde uitwisseling van gegevens en voorschriften inzake de beslechting van geschillen;

(7) voorschriften ter aanmoediging van investeringen op basis van locatiespecifieke signalen: voorzien in een Europees kader voor efficiënte investeringssignalen voor investeringen in zowel de productie als het netwerk.

De behoefte aan en de reikwijdte van deze regels maken nog het voorwerp uit van discussie en zijn verdere studies nodig om de vereiste input te verzamelen. Zoals reeds gesteld in de mededeling van de Commissie ‘Vooruitzichten voor de interne gas- en elektriciteitsmarkt’, is echter duidelijk geworden dat voor een verdere integratie van de interne markt [12] een samenhangende regelgeving noodzakelijk is. Een groot aantal van deze regels bestaat reeds, maar op nationaal of ondernemingsniveau en met een verschillende mate van toezicht door de nationale toezichthoudende instanties. De onverenigbaarheid van deze regels is een van de grootste obstakels voor de integratie van de markt. In de mededeling inzake de vooruitzichten voor de interne gas- en elektriciteitsmarkt wordt geschetst welke rol de toezichthoudende instanties zouden moeten spelen bij de voorbereiding, monitoring en handhaving van die voorschriften en hoe de TSO’s bij dit proces zouden moeten worden betrokken.

Bijlage 1: In Europa gebruikte methodologieën voor congestiebeheer (bron: ETSO-rapport - An Overview of Current Cross-border Congestion Management Methods in Europe, mei 2006)

Day-ahead toewijzing (geactualiseerd in januari 2007)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

(...PICT...)

Bijlage 2: Transmissietarieven in Europa (bron ETSO-rapport van 2006: ETSO Overview of transmission tariffs in Europe: Synthesis 2005)

[1] PB L 176 van 15.7.2003, blz. 1.

[2] 2006/770/EG: Besluit nr. 2006/770/EG van de Commissie van 9 november 2006 tot wijziging van de bijlage bij Verordening (EG) nr.1228/2003 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit, PB L 312 van 11.11.2006, blz. 59-65.

[3] Bronnen: UCTE, Nordel, DTi, Baltische TSO’s.

[4] Onderzoek overeenkomstig artikel 17 van Verordening (EG) nr. 1/2003 naar de Europese gas- en elektriciteitssector, COM(2006) 851, zie deel b II.3 marktintegratie.

[5] Vereniging voor Energie, Milieu en Water en anderen tegen Directeur van de Dienst uitvoering en toezicht energie, PB C 182 van 23.7.2005, blz. 2.

[6] Onderzoek op grond van artikel 17 van Verordening (EG) nr. 1/2003 naar de Europese gas- en elektriciteitssector, COM(2006) 851, zie deel b II.3 marktintegratie, zie deel b II 3.5.3.

[7] Informatie verzameld aan de hand van veilingwebsites. Er wordt verondersteld dat de ontvangsten bij elke interconnector half om half worden verdeeld tussen de betrokken TSO's.

[8] Nordel.

[9] Generation adequacy, an assessment of the interconnected European power systems 2008-2015, mei 2006, ETSO.

[10] PB L 175 van 15.7.2003, blz. 37.

[11] PB L 33 van 4.2.2006, blz. 22.

[12] Vooruitzichten voor de interne gas- en elektriciteitsmarkt, COM(2006) 841.

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