Предложени приоритети за енергийната инфраструктура в периода до 2020 г. и по-нататък

1. Въведение

Настоящото приложение съдържа техническа информация относно европейските инфраструктурни приоритети, изложени в глава 4 от съобщението, относно напредъка по тяхното осъществяване и необходимите последващи стъпки. Избраните приоритети произтичат от значителните промени и предизвикателства, пред които ще се изправи енергийният сектор на Европа през следващите десетилетия, независимо от неяснотите, свързани с търсенето и предлагането на определени енергоносители.

В раздел 2 са представени очакваните развития на търсенето и предлагането за всеки енергиен сектор, обхванат от настоящото съобщение. Сценариите се основават на проучването „Тенденции в енергетиката през 2030 г. — актуализация за 2009 г.“³², при което е използван моделът PRIMES, но също така са взети под внимание и сценарии, разработени от други заинтересовани страни. Докато референтният сценарий по PRIMES за 2020 г. е базиран на набор от одобрени политики на ЕС, по-специално две правно обвързващи цели (20 % дял на енергия от възобновяеми източници в крайното енергопотребление и 20 % намаление на емисиите на парникови газове през 2020 г. в сравнение с 1990 г., базовата линия по модела PRIMES се основава единствено на продължаването на вече започнатите политики, при което тези цели не биха се постигали. За периода между 2020 и 2030 г. в модела PRIMES е прието, че няма да бъдат предприети нови политически мерки. Тези развития позволяват да се установят основни тенденции, които ще предопределят развитието на инфраструктурата през следващите десетилетия³³.

В раздели 3 и 4 са представени инфраструктурните приоритети (Карта 1), идентифицирани в съобщението, чрез преглед на ситуацията и предизвикателствата, пред които ще се изправим във всеки отделен случай, и чрез предоставяне по целесъобразност на технически обяснения по препоръките в съобщението. Очевидно е, че представянето на приоритетите се различава по отношение на:

• 
  Тяхното естество и степен на зрялост: някои приоритети са свързани с много специфични инфраструктурни проекти, които в някои случаи могат да бъдат на много напреднал етап от гледна точка на подготовката и развитието на проекта. Други обхващат по-общи и често по-нови концепции, които ще се нуждаят от значителна по обем допълнителна работа, преди да се превърнат в конкретни проекти.
  
• 
  Техния обхват: повечето приоритети са съсредоточени в определен географски регион; както електропреносните магистрали, така също и мрежите за пренос на CO₂ обхващат много, ако не и всички държави-членки на ЕС. От друга страна, интелигентните мрежи представляват тематичен, общоевропейски приоритет.
  
• 
  Тяхното ниво на въздействие, предложено в препоръките: в зависимост от естеството и достигнатата степен на зрялост на приоритетите, препоръките са насочени към конкретни развития или третират по-общи въпроси, включително аспекти на регионалното сътрудничество, планиране и регулиране, стандартизиране и планиране на пазара, или научно-изследователска и развойна дейност.
  

2. Развитие на търсенето и предлагането на енергия

В последното актуализиране на „Тенденции в енергетиката през 2030 г. — актуализация за 2009 г.“³⁴ въз основа на рамката на модела PRIMES се предвижда слаб ръст на потреблението на първична енергия между настоящия момент и 2030 г. в съответствие с така наречения сценарий на базовата линия (Фигура 1), докато съгласно референтния сценарий³⁵ (Фигура 2) растежът ще остане относително стабилен. Трябва да се отбележи, че тези прогнози не отчитат политиките за енергийна ефективност, които следва да се прилагат от 2010 г. нататък, евентуална промяна на целта за намаление на емисиите — за намаление в размер на -30 % до 2020 г.³⁶, или допълнителни политики в областта на транспорта, извън рамките на изискванията за CO₂ емисиите на автомобилите. Поради това те трябва да се разглеждат по-скоро като горни граници за очакваното енергопотребление.

Фигура 1: Първично енергопотребление по видове горива (млн. тона н.е.), базова линия съгласно модела PRIMES	Фигура 2: Първично енергопотребление по видове горива (млн. тона н.е) Референтен сценарий по модела PRIMES

В тези сценарии делът на въглищата и нефта в цялостния енергиен микс намалява между настоящия момент и 2030 г., докато потреблението на газ остава доста стабилно до 2030 г. Делът на възобновяемите енергийни източници значително ще се увеличи както при първичното, така и при крайното енергопотребление, а приносът на ядрената енергия — в размер на около 14 % от първичното енергопотребление, се очаква да остане стабилен. Зависимостта на ЕС от вноса на минерални горива ще продължи да бъде висока за нефт и въглища и ще се увеличи за газа, както е показано на Фигура 3.

По отношение на газа, зависимостта от внос вече е висока и ще нарасне допълнително, като през 2020 г. ще достигне около 73—79 % от потреблението, а до 2030 г. ще достигне 81—89 %³⁷, най-вече поради изчерпване на местните ресурси. Въз основа на други сценарии необходимият допълнителен внос варира в границите на интервала от 44 млн. тона н.е. до 148 млн. тона н.е. в 2020 г. и съответно от 61 до 221 млн. тона н.е. в 2030 г. (в сравнение с вноса през 2005 г.).

Ще е необходима повишена гъвкавост поради увеличаващата се роля на газа като основен резерв за върховото производство на електроенергия. Това означава по-гъвкаво използване на системите от газопроводи, необходимост от допълнителен капацитет за съхранение на природен газ — както от гледна точка на работния обем на газохранилищата, така и като капацитет за изтегляне и нагнетяване, и необходимост от гъвкави доставки, например чрез използване на втечнен природен газ или сгъстен природен газ (LNG/PNG).

Наскоро приетият регламент относно сигурността на доставките изисква инвестирането в инфраструктурни съоръжения да увеличи устойчивостта и надеждността на газовата система в случай на прекъсване на доставките. Държавите-членки трябва да изпълнят два стандарта за инфраструктура: N-1 и обратно подаване. Формулата N-1 описва способността на техническия капацитет на газовата инфраструктура да задоволи пълното газово потребление в случай на прекъсване по най-голямата инфраструктурна линия за доставки на газ, в ден на изключително високо потребление на газ, чиято статистическа вероятност е да се случи е веднъж на всеки 20 години. Изискването N-1 може да бъде изпълнено на национално или регионално ниво и дадена държава-членка може също така да използва мерки за добив и за рационално потребление на газ. В регламента също така се изисква да е налице постоянен физически двупосочен капацитет при всички трансгранични газопреносни връзки между държавите-членки (с изключение на терминалите за втечнен природен газ, газопроводите от находищата на газ и разпределителните мрежи).

Понастоящем пет държави не отговарят на критерия N-1 (България, Словения, Литва, Ирландия и Финландия), като се вземат под внимание проектите, които понастоящем се осъществяват съгласно Европейската енергийна програма за икономическо възстановяване, но без да се отчита прилагането на мерки за рационализиране на потреблението³⁸. По отношение на инвестициите за двупосочност на газопроводите, съгласно проучване на асоциацията Gas Transmission Europe относно двупосочните газопроводи (от юли 2009 г.), 45 проекта в Европа бяха идентифицирани като жизненоважни за увеличаване на възможностите за пренос на газ в обратна посока в рамките на и между държавите-членки и за осигуряване на по-голяма гъвкавост при преноса на газ, когато е необходимо. Основното предизвикателство е финансирането на проекти за изпълнение на задължения във връзка с инфраструктурата, особено когато тези инфраструктурни съоръжения не се изискват от пазара.

По отношение на потреблението на нефт се очаква да се проявят две успоредни тенденции: спад в страните от ЕС-15 и постоянен ръст в новите държави-членки, където се очаква между 2010 и 2020 г. потреблението да нарасне със 7,8 %.

Основното предизвикателство за инфраструктурата за електроенергия е нарастващото потребление и увеличаващият се дял на производство от възобновяеми източници, заедно с допълнителни нужди за интегриране на пазара и сигурност на доставките. Брутното производство на електроенергия в ЕС-27 се предвижда да нарасне с поне 20 % — от около 3362 TWh през 2007 г. до 4073 TWh през 2030 г. (съгласно референтния сценарий по PRIMES) или съответно до 4192 TWh (съгласно базовата линия по PRIMES), дори ако не се вземат под внимание възможните ефекти от сериозно развитие на сектора на електрическите автомобили. Делът на възобновяемите енергийни източници в брутното производство на електроенергия се очаква да бъде около 33 % през 2020 г. съгласно референтния сценарий, от които променливите източници (вятърна и слънчева енергия) биха могли да представляват около 16 %³⁹.

Фигура 4: Брутно електропроизводство в 2000—2030 г. по видове енергийни източници в TWh (ляво) И съответни дялове на енергийните източници в % (дясно), PRIMES — референтен сценарий

Предвижда се електропроизводството от възобновяеми източници в тези 23 държави-членки да възлезе на над 1 150 TWh, като около 50 % от него ще бъде от променливи източници (Таблица 2).

По-голямата част от ръста в производството на и мощностите на вятърна електроенергия ще бъде съсредоточен в Германия, Обединеното кралство, Испания, Франция, Италия и Нидерландия, а ръстът в мощностите и производството на слънчева електроенергия ще бъде дори още по-съсредоточен — в Германия и Испания и, в по-малка степен, в Италия и Франция.

Редом с възобновяемите енергийни източници, минералните горива ще продължат да играят важна роля в електроенергийния сектор. Поради това, за осигуряването на съответствие с изискванията за смекчаване на изменението на климата, възможно е да се наложи при използването на минерални горива в електроенергетиката и промишлеността да се прилага в голям и трансевропейски мащаб улавяне и съхранение на CO₂ (CCS). В сценариите по PRIMES се предвижда пренос на около 36 млн. тона (Mt) CO₂ до 2020 г. въз основа на съществуващите политики и 50—272 млн. тона⁴² до 2030 г., при по-широкото разпространение на CCS.

Съгласно анализ, проведен от KEMA и Imperial College London въз основа на референтния сценарий по PRIMES, електрогенериращата мощност в 2020 г. би трябвало да е достатъчна, за да осигури върхово потребление в практически всички държави-членки, въпреки развитието на електропроизводство от променливи възобновяеми източници (Карта 2 и Карта 3)⁴³. При все това, макар че при тази ситуация държавите-членки не би трябвало да се нуждаят от внос на електроенергия за осигуряването на сигурност на доставките, едно по-голямо интегриране на 27-те европейски електроенергийни системи би могло значително да намали цените и да увеличи цялостната ефективност, като понижи разходите за балансиране на електропроизводството и електропотреблението във всеки един момент.

Карта 2: Съпоставка на твърдо гарантираните електрогенериращи мощности спрямо върховото потребление в 2020 г., референтен сценарий по PRIMES

Карта 3: Съпоставка на общата електрогенерираща мощност спрямо върховото потребление в 2020 г., референтен сценарий по PRIMES

Карта 4: Нетен внос/износ в зимното полугодие (октомври—март) на 2020 г., референтен сценарий по PRIMES

Карта 5: Нетен внос/износ в лятното полугодие (април—септември) на 2020 г., референтен сценарий по PRIMES

Карта 6: Потребен капацитет на електропреносните връзки през 2020 г. в MW⁴⁷, референтен сценарий по PRIMES

3. Приоритетни коридори за пренос на електроенергия, газ и нефт

3.1. Преустройство на електропреносната мрежа на Европа, така че да е адекватна за 2020 г.

3.1.1. Морска електропреносна мрежа в северните морета

Във Втория стратегически преглед на енергетиката от 2008 г. беше установена необходимостта от координирана стратегия във връзка с развитието на морска електропреносна мрежа: „(…) следва да бъде разработена Схема за изграждане на морска електропреносна мрежа в Северно море (Blueprint for a North Sea offshore grid), която да свърже националните електропреносни мрежи в Северозападна Европа и да послужи за присъединяване към мрежата на многобройните планирани проекти за разположени в морето вятърни инсталации.“⁴⁸ През декември 2009 г. девет държави-членки на ЕС и Норвегия⁴⁹ подписаха политическа декларация относно Инициативата за морска преносна мрежа на държавите с излаз на северните морета (NSCOGI) с цел координация на развитието на генерирането на морска вятърна енергия и на инфраструктурата в северните морета. Около 90 % от развитието на генерирането на морска вятърна енергия в ЕС ще бъде концентрирано в тези девет държави-членки. В съответствие с информацията, която се съдържа в техните национални планове за действие в областта на възобновяемата енергия (NREAPs), инсталираната мощност се предвижда да възлезе на 38,2 GW (включително 1,7 GW от други морски възобновяеми източници) и съответното електропроизводство да достигне 132 TWh през 2020 г.⁵⁰ Добивът на морска вятърна енергия би могъл да представлява 18 % от производството на електроенергия от възобновяеми източници в тези девет държави.

Приложните изследвания показват, че планирането и развитието на инфраструктурата на морска електропреносна мрежа в северните морета може да бъде оптимизирано само чрез силен регионален подход. Обединяването на вятърни паркове в клъстери би могло да се превърне в привлекателно решение в сравнение с отделните радиални връзки, когато разстоянието от брега е по-голямо и инсталациите са концентрирани в една област⁵¹. За държави, в които са изпълнени тези условия, например Германия, разходите за свързване с морските вятърни паркове може да се намалят с до 30 %. За областта на Северно море като цяло намалението на разходите би могло да достигне почти 20 % до 2030 г.⁵² С оглед да се реализират такива намаления на разходите е абсолютно необходимо по-добре координирано, планирано и по-концентрирано в географски план развитие на електропроизводството от морска вятърна енергия, с трансгранична координация. Това би позволило и да се използват комбинираните изгоди от свързване на вятърни паркове и трансгранични преносни връзки⁵³, ако капацитетът на връзките е добре оразмерен и води до положителна нетна печалба. Развитието на добива на електроенергия от морето силно ще повлияе на необходимостта от укрепване и разширяване на преносни мрежи на сушата, особено в Централна/Източна Европа, както беше подчертано в приоритет 3. На Карта 7 е илюстрирана на една възможна концепция за морска преносна мрежа, разработена по проучването OffshoreGrid⁵⁴.

Карта 7: Илюстрация на една възможна концепция за морска електропреносна мрежа за Северно море и Балтийско море (сценарий със „смесен подход“, в който се показват съществуващи (червено), планирани (зелено) и възложени за изграждане (розово) преносни линии, както и допълнителни необходими линии (синьо) в съответствие с изчисленията в OffshoreGrid)

Съществуващите планове за развитие на морските райони в някои държави-членки показват, че в Северно море ще бъде осъществено значително развитие по или дори отвъд границите на териториалните води на няколко държави-членки, което води до проблеми с планирането и регулирането на европейско ниво⁵⁵. Укрепването на европейската преносна мрежа на сушата ще бъде необходимо с цел пренос на електроенергия към основни центрове на потребление във вътрешността на континента. При все това, пилотният 10-годишен план за развитие на преносната мрежа (TYNDP) на Европейската мрежа на операторите на преносни системи за електроенергия (ENTSO-E) не включва адекватна оценка на необходимата инфраструктура за свързването на нови мощности за морска вятърна енергия. ENTSO-E се ангажира да проучи този неотложен въпрос по-подробно във второто издание на своя 10-годишен план за развитие на преносната мрежа, което ще бъде публикувано през 2012 г.

Държавите-членки са възприели или планират да възприемат различни видове подход във връзка с разработването на морска електропреносна мрежа. Повечето държави-членки (Германия, Дания, Франция, Швеция, Ирландия) повериха разширяването в морската зона на своите наземни преносни мрежи на националните оператори на преносни мрежи (TSO). До настоящия момент Обединеното кралство избра да възлага с търг свързването на всеки нов морски вятърен парк поотделно⁵⁶. В Белгия и Нидерландия развитието на преносната мрежа понастоящем е отговорност на предприемача, разработващ вятърните паркове. Освен това, настоящите национални регулаторни рамки насърчават изключително решения от точка до точка, при които вятърните паркове се свързват с точка за свързване на сушата, с цел свеждане до минимум на разходите за свързване на отделните проекти. Свързването на клъстери от вятърни паркове чрез мрежови възел (hub), със съответно предварително осигуряване на преносен капацитет и поемане на технологичен риск не се третира в настоящата национална нормативна уредба. И накрая, не се извършва и трансгранично оптимизиране, с цел улесняване на търговията с електроенергия между две или няколко държави-членки.

Като последствие от това се пропускат както възможностите, които биха се появили при един регионален подход за интегрирано развитие на морска и наземна инфраструктура, така и синергиите с международната търговия с електроенергия. Това може да доведе до неоптимални и по-скъпи решения в дългосрочен план.

Други предизвикателства при развитието на морска електропреносна мрежа са свързани с издаването на разрешения и пазарната структура. Както и при други инфраструктурни проекти, процедурите за разрешаване често са разпокъсани дори в рамките на една и съща държава. Когато даден проект пресича територията на различни държави-членки, това може значително да усложни целия процес и да доведе до много продължителни срокове. Освен това, недостатъчното интегриране на пазарите на електроенергия, недостатъчното адаптиране на режимите за свързване и на националните насърчителни схеми към условията на електропроизводството от морски възобновяеми източници, както и липсата на пазарни правила, адаптирани към електроенергийните системи, работещи на база на по-променливи възобновяеми източници, може да попречи на развитието на морските проекти и на една наистина общоевропейска морска преносна мрежа.

Планирането на разработването на морски вятърни паркове и необходимата морска и наземна преносна инфраструктура изискват координация между държавите-членки, националните регулаторни органи, операторите на преносни системи и Европейската комисия. Морското пространствено планиране и определянето на зони за производство на морска вятърна енергия и зони за океанска енергия може да подобри развитието и да улесни инвестиционните решения в този сектор.

Препоръки

Държавите-членки установиха структурно регионално сътрудничество в рамките на NSCOGI⁵⁷. При все, че поемането на ангажимент от държавите-членки за изграждане на преносна мрежа по един координиран начин да е само по себе си много важно, сега то следва да се прояви в конкретни действия, така че да стане основният стимул за развитието на морска преносна система в северните морета. В съответствие с представената в настоящото съобщение стратегия, в инициативата следва да се установи работна структура с адекватно участие на заинтересованите страни и да се изготви работен план с конкретен график и цели във връзка с конфигурацията и интегрирането на преносната мрежа, пазарните и регулаторни въпроси и процедурите за планиране и разрешаване.

С водещата роля на NSCOGI следва да се изготвят различни варианти за конфигурация на преносната мрежа от националните оператори на преносни системи и от Европейската мрежа на операторите на преносни системи за електроенергия (ENTSO-E) в следващия десетгодишен план за развитие на енергийните мрежи (TYNDP). В структурните варианти следва да се вземат под внимание аспекти, свързани с планирането, изграждането и обслужването, свързаните с инфраструктурата разходи и ползите или ограниченията на различните варианти. Операторите на преносни системи следва по-специално да направят преглед на планираното развитие на вятърните паркове, за да установят възможности за между възлови преносни връзки (hub commections) и междусистемни преносни връзки (interconnections) за търговия с електроенергия, като освен това трябва да вземат под внимание евентуално бъдещо развитие на вятърните паркове. При одобряването на нови морски електропреносни линии, регулаторните органи следва проучват цялостните стратегии за развитие и регионалните и дългосрочни ползи. Трябва да се проучат варианти за преработване на регулаторната рамка, така че тя по-добре да съответства на съществуващите условия, като inter alia бъдат обхванати: експлоатацията на морски енергопреносни съоръжения, достъпа до тях и заплащането на такса за пренос, съответните правила за балансиране и спомагателните услуги.

3.1.2. Междусистемни електропреносни връзки в Югозападна Европа

През идното десетилетие на територията на Франция, Италия, Португалия и Испания ще бъдат изградени значителни мощности за електропроизводство от променливи възобновяеми източници. Същевременно Пиренейският полуостров на практика е „електрически остров“. Преносните връзки между Франция и Испания дори и днес са с недостатъчен капацитет, като между държавите има само четири електропреносни линии (2 от 220 kV и 2 от 400 kV), последната от които е изградена през 1982 г. Всички те са постоянно претоварвани⁵⁸. До 2014 г. в Източните Пиренеи трябва да бъде изградена нова линия от 400 kV, което ще увеличи настоящия преносен капацитет от 1400 MW на около 2800 MW, но дори и след това може да остане известно претоварване⁵⁹.

Освен това тези държави играят ключова роля в свързването със Северна Африка, което би могло да става все по-важно поради огромния потенциал от слънчева енергия.

До 2020 г. в държавите на изток и юг от Средиземно море би могъл да се изгради нов капацитет за електропроизводство от възобновяеми източници в размер на около 10 GW, от които близо 60 % слънчева и 40 % вятърна енергия⁶⁰. При все това, към настоящия момент има само една електропреносна връзка между Африка и Европа (Мароко—Испания) с капацитет около 1400 MW, който би могъл да се увеличи на 2100 MW през следващите години. Планира се подводна електропреносна линия с преносен капацитет 1000 MW за постоянен ток между Тунис и Италия, която ще бъде въведена в експлоатация до 2017 г. Използването на тези съществуващи и нови преносни връзки ще създаде нови предизвикателства в средносрочен план (след 2020 г.) с оглед на тяхната съгласуваност с развитието на европейската и северноафриканската мрежа — както по отношение на капацитета им, така по отношение на съответната регулаторна рамка. Всички допълнителни преносни връзки трябва да са обект на предпазни мерки, за да се предотвратят рисковете от увеличение на изместването на въглеродни емисии чрез внос на енергия.

Препоръки

С оглед да се гарантира адекватно интегриране на нови електрогенериращи мощности в Югозападна Европа, предимно на база възобновяеми източници, и на съответния пренос на електроенергия до други части на континента, до 2020 г. трябва да бъдат изпълнени следните ключови действия:

• 
  Адекватно развитие на електропреносните връзки в региона и включване на съществуващите национални мрежи в тези нови проекти. До 2020 г. ще бъде необходим преносен капацитет от поне 4000 MW на електропреносните връзки между Пиренейския полуостров и Франция. Съответните проекти ще трябва да се разработят с най-голямо възможно внимание по отношение на възприемането им от обществеността и след обсъждания с всички съответни заинтересовани страни.
  
• 
  По отношение на електропреносните връзки с трети държави, развитието на връзките на Италия с държавите от Енергийната общност (по-специално Черна гора, но освен това Албания и Хърватия), реализирането на връзката между Тунис и Италия, разширяването на връзката между Испания и Мароко, подсилването при необходимост на връзките юг—юг в съседните държави от Северна Африка (включително по отношение на ефикасното управление на тези инфраструктури) и подготвителни проучвания за допълнителни връзки север—юг, които да бъдат разработени след 2020 г.
  

Свързването на новите електрогенериращи мощности е огромно предизвикателство в Централна и Източна Европа. Например само в Полша до 2015 г. се предвиждат нови мощности в размер на около 3,5 GW и съответно до 8 GW в периода до 2020 г.⁶¹

Същевременно, напоследък схемата на електроенергийните потоци в Германия се измени значително. Вятърните електрогенериращи мощности, които към края на 2009 г. достигнаха общо около 25 GW, както и развитието на вятърната енергетика в морски райони, а също и новите конвенционални електроцентрали са концентрирани в северните и североизточните части на страната; потреблението, обаче, се увеличава най-вече в южната част, като нараства разстоянието между центровете на производство и на потребление или балансиращите съоръжения (например помпено-акумулиращите централи). Поради това е необходим огромен капацитет за пренос от север на юг, имайки предвид и развитието на преносната мрежа в и край северните морета съгласно приоритет 3.1.1. Предвид въздействието на настоящия недостиг на преносни връзки в съседните електроенергийни мрежи, особено в Източна Европа, за решаването на този въпрос е абсолютно необходим координиран регионален подход.

В Югоизточна Европа преносната мрежа е доста нарядко разположена в сравнение с останалата част от континента. Същевременно целият регион (включително държавите от Енергийната общност) разполага с огромен потенциал за допълнително производство на водноелектрическа енергия. Съществува необходимост от допълнително свързване на генериращи мощности и допълнителни междусистемни преносни връзки, за да се увеличат електроенергийните потоци между страните в Югоизточна Европа и Централна Европа. Разширяването на синхронната зона от Гърция (и по-късно от България) към Турция ще създаде допълнителни нужди от подсилване на преносните мрежи в тези държави. Украйна и Република Молдова заявиха своя интерес да се присъединят към европейските континентални взаимосвързани енергийни мрежи, като в дългосрочен план ще трябва да се проучат допълнителни разширения.

С оглед да се гарантира адекватно свързване и пренос на електрогенериращите мощности, особено в Северна Германия, и по-добро интегриране на енергийните мрежи в Югоизточна Европа, до 2020 г. трябва да се извършат следните ключови действия, които трябва по-специално да се подкрепят от държавите от Централна/Източна Европа чрез разширяване на вече съществуващото сътрудничество в сектора на газа:

• 
  Разработване на адекватни междусистемни преносни връзки, особено в Германия и Полша, за да се присъединят към мрежата нови електрогенериращи мощности, включително такива на база възобновяеми източници, разположени в или близо до Северно море, с центровете на потребление в Южна Германия и помпено-акумулиращите централи, които ще бъдат изградени в Австрия и Швейцария, като същевременно бъдат свързани и новите електрогенериращи мощности в страните от Източна Европа. Важно значение ще придобият планираните нови преносни линии между Германия и Полша, след като бъдат изградени нови електропреносни връзки с балтийските държави (по-специално връзката между Полша и Литва, виж по-долу). Поради нарастващите паралелни потоци от север на юг, в средносрочен план (след 2020 г.) ще бъде необходимо разширяване на трансграничния преносен капацитет между Словакия, Унгария и Австрия. Необходими са инвестиции за облекчаване на натоварването по вътрешните мрежи, за да се увеличи трансграничният капацитет в Централна Европа.
  
• 
  Увеличение на преносния капацитет между държавите от Югоизточна Европа, включително държавите по Договора за Енергийната общност, с оглед допълнителното им интегриране в пазарите за електроенергия в Централна Европа.
  

3.1.4. Изпълнение на Плана за взаимосвързване на Балтийския енергиен пазар в областта на електроенергетиката

През октомври 2008 г., след споразумението на държавите-членки в региона на Балтийско море беше създадена група на високо равнище (HLG) относно балтийските преносни връзки, председателствана от Комисията. Участващите държави са Дания, Естония, Финландия, Германия, Латвия, Литва, Полша, Швеция, както и Норвегия като наблюдател. През юни 2009 г. Групата на високо равнище изготви План за взаимосвързване на балтийския енергиен пазар (BEMIP), който представлява цялостен план за действие относно енергийните връзки и подобряване на пазара в региона на Балтийско море, както за електроенергия, така и за газ. Главната цел е да се прекрати относителната „енергийна изолация“ на балтийските държави и те да бъдат интегрирани в по-широкообхватния енергиен пазар на ЕС. BEMIP представлява важен пример за успешно регионално сътрудничество. Поуките от тази инициатива ще бъдат взети предвид в други структури на регионално сътрудничество.

За да могат инвестициите да са икономически ефективни и привлекателни, трябваше да се отстранят някои препятствия пред вътрешнообщностния пазар. Това включи хармонизиране на регулаторните рамки, за да се положи основата за изчисляване на справедливо разпределение на разходите и приходите и по този начин да се направи крачка към принципа „бенефициерите плащат“. Европейската енергийна програма за икономическо възстановяване (EEPR) бе очевиден фактор за навременното изпълнение на инфраструктурни проекти. Тя осигури стимули за бързо договаряне по нерешени въпроси. Стратегията на ЕС за региона от Балтийско море също така осигури по-широкообхватна рамка за приоритета за енергийната инфраструктура. В Стратегията вече беше предложена рамка за насочване на съществуващото финансиране от структурни и други фондове в областите, определени в Стратегията като приоритетни.

Няколко фактора доведоха до заключението на заинтересованите страни край Балтийско море, че тази инициатива е успешна: (1) политическата подкрепа за инициативата, нейните проекти и дейности; (2) ангажираността на високо равнище на Комисията като улесняващ и дори стимулиращ фактор; (3) ангажираността на всички съответни заинтересовани страни в региона от концепцията до изпълнението (министерства, регулаторни органи и оператори на преносни системи), за да се осъществят набелязаните инфраструктурни приоритети.

Въпреки постигнатия дотук напредък, все още са нужни допълнителни усилия за пълно осъществяване на BEMIP: ще бъде необходим постоянен мониторинг от страна на Комисията и групата на високо равнище на изпълнението на плана, за да се спазват договореностите за дейностите и график.

По-специално е необходима подкрепа за ключови, но също така по-сложни трансгранични проекти, а именно електропреносната връзка LitPolLink между Полша и Литва, който е от огромно значение за интегриране на балтийския пазар в ЕС и за която бе назначен координатор от страна на ЕС.

3.2. Разнообразяване на газовите доставки в напълно взаимосвързана и гъвкава газова мрежа на ЕС

Нарастващата зависимост на Европа от внос на горива е очевидна в сектора на газа. След Северния коридор от Норвегия, Източния коридор от Русия, Средиземноморския коридор от Африка и паралелно с втечнения природен газ, Южният коридор би бил четвъртата голяма ос за разнообразяване на газовите доставки в Европа. Разнообразяването на източниците като цяло подобрява конкуренцията и следователно допринася за развитието на пазара. Същевременно то повишава сигурността на доставките: както се видя и от газовата криза през януари 2009 г., най-тежко засегнатите държави бяха тези, които зависят от един-единствен източник на внос. При все това, разнообразяването често се възпрепятства от отбранителното отношение на производителите на газ и заварените участници на монополни пазари. Изграждането на Южния коридор изисква тясно сътрудничество между няколко държави-членки и на европейско ниво, тъй като нито една страна поотделно не се нуждае от допълнителните газови количества (нов газ), които биха оправдали инвестицията в такава газопроводна инфраструктура. Поради това Европейският съюз трябва да насърчи разнообразяването и да гарантира общественото благо от сигурност на доставките, като обедини държави-членки и компании за достигане до критична маса. Това е основният принцип на стратегията на ЕС по отношение на Южния газов коридор. Неговото значение бе подчертано във Втория стратегически преглед на енергетиката на Комисията от ноември 2008 г., който бе одобрен от Европейския съвет през март 2009 г.

Целта на Южния коридор е да свърже директно газовия пазар на ЕС с най-големите залежи от газ в света (басейна на Каспийско море/Близкия изток), които се изчисляват на 90,6 трилиона кубични метра (в сравнение, доказаните руски запаси възлизат на 44,2 трилиона кубични метра⁶²). Освен това находищата на газ в географско отношение са дори по-близо от основните руски залежи (Карта 8).

Ключовите потенциални индивидуални страни доставчици са Азербайджан, Туркменистан и Ирак; при все това, ако политическите условия позволяват, доставките от други държави в региона биха могли да представляват значителен допълнителен източник за ЕС. Ключовата транзитна държава е Турция, а другите транзитни маршрути са Черно море и източната част на Средиземно море. Стратегическата цел на коридора е да се изгради маршрут за доставки до ЕС, който да покрива приблизително 10—20 % от нуждите от газ на ЕС до 2020 г., което се равнява на приблизително 45—90 млрд. кубични метра газ годишно (bcma).

Оперативната цел за развитие на стратегията за Южния коридор е Комисията и държавите-членки да работят с държавите, добиващи газ, както и с ключовите държави за пренос на въглеводороди до ЕС, със съвместната цел за бързо постигане на твърди ангажименти за доставки на газ и изграждане на газопреносна инфраструктура (тръбопроводи, превоз на втечнен/сгъстен природен газ), необходими на всички етапи от нейното развитие.

Карта 8: Сравнение на разстоянието за основните доставки на газ от изток до главните центрове на потребление в ЕС

Главното предизвикателство за успеха на Южния коридор е да се гарантира, че всички елементи на коридора (газови ресурси, инфраструктура за пренос и основни споразумения) са налице в подходящия момент и то в значителен обхват. За постигането на тази цел вече е осъществен значителен напредък. С финансовата подкрепа от Комисията (EEPR и/или програми по TEN-E) и с големи усилия от страна на някои газопроводни компании вече са на етап разработване конкретни газопреносни проекти, а именно „Набуко“, ITGI, TAP и „Бял поток“, и се проучват и други възможни варианти. „Набуко“, както и „Посейдон“, подводната връзка между Италия и Гърция, която е част от ITGI, получиха частично освобождаване от задължението за осигуряване на достъп на трети страни (така нареченото „освобождаване по член 22“). Освен това, междуправителственото споразумение за „Набуко“, подписано през юли 2009 г., осигури на „Набуко“ правна сигурност и условия за пренос на газ през Турция и създаде прецедент в областта на допълнителното разширяване на режимите на пренос.

Ключовото предизвикателство за бъдещето е да се гарантира, че държавите, които добиват газ, се подготвят за идеята за директен износ на газ към Европа, който за тях може често да означава поемане на голям политически риск, свързан с тяхното геополитическо положение. В сътрудничество с държавите-членки, участващи в Южния коридор, Комисията трябва допълнително да подчертае своята ангажираност към изграждане на дългосрочни отношения с държавите, добиващи газ в този регион и да осигури по-стабилна връзка между тях и ЕС.

Газопроводните компоненти на Южния газов коридор също така се подсилват от изготвянето на варианти за доставяне на значителни допълнителни количества втечнен природен газ (LNG) до Европа по-специално от Близкия изток (Персийския залив и Египет). На първо място той обхваща разработването на точки за приемане на втечнен природен газ в Европа (и свързването им към по-широката мрежа). Освен това се очаква постепенно да се изгради сътрудничество с държавите производители относно изготвяне на енергийни политики и дългосрочни инвестиционни планове, които водещи до използването на втечнен природен газ.

3.2.2. Газопреносни връзки север—юг в Източна Европа

Стратегическата концепция на газопреносната връзка за природен газ от север на юг е да се свърже областта на Балтийско море (включително Полша) с Адриатическо и Егейско море и по-нататък с Черно море, като се обхванат следните държави-членки на ЕС (Полша, Чешката Република, Словакия, Унгария, Румъния и евентуално Австрия), както и Хърватия. Това ще осигури цялостна гъвкавост за целия Централно и Източноевропейски регион (CEE) за създаване на стабилен, добре функциониращ вътрешнобщностен пазар и насърчаване на конкуренцията. В по-дългосрочен план този процес на интеграция ще трябва да се разшири и до държави извън ЕС, които са страни по Договора за Енергийната общност. Един интегриран пазар би осигурил необходимата сигурност на потреблението⁶³ и би привлякъл доставчици, които да използват по възможно най-добрия начин съществуващата и нова инфраструктура за внос, например нови инсталации за регазификация на втечнен природен газ и проекти в рамките на Южния коридор. По този начин би намаляла уязвимостта на региона CEE при прекъсване на доставките по маршрута Русия/Украйна/Беларус.

В Централно/Източно Европейския регион има един основен доставчик; настоящите линейни (от изток на запад) и изолирани мрежи са наследство от миналото. Докато делът на внасяния от Русия газ представлява 18 % от потреблението на страните от ЕС-15, в новите държави-членки този показател е 60 % (по данни от 2008 г.). Доставките на Газпром представляват по-голямата част от вноса на газ в региона (Полша: 70 %, Словакия: 100 %, Унгария: 80 %, някои държави в Западните Балкани: 100 %).

Поради inter alia монополните, изолирани и малки пазари, дългосрочните договори за доставки и регулаторните слабости, регионът не е привлекателен за инвеститори или производители. Липсата на регулаторна координация и общ подход към липсващите газопреносни връзки застрашава новите инвестиции и пречи на навлизането на нови участници на пазара. Освен това, сигурността на доставките е предмет на опасения и инвестициите, необходими за постигане на стандартите за инфраструктура, заложени в Регламента за сигурност на доставките на газ, са концентрирани в този регион. И накрая, значителен дял от населението отделя сравнително голяма част от своите доходи за енергия, което води до енергийна бедност.

В декларацията на разширената Вишеградска група⁶⁴ вече се изразява ясен ангажимент в рамките на региона за преодоляване на тези предизвикателства. Въз основа на опита от BEMIP и вече извършената работа от страните по декларацията, групата на високо равнище (HLG), предложена в съобщението, следва да представи цялостен план за действие с цел изграждане на преносни връзки и осъществяване на пазарна интеграция. HLG следва да се подпомага от работни групи, които се насочват към конкретни проекти, достъп до мрежи и тарифи. Работата следва да включва опита, получен от инициативата за Нова преносна европейска система (NETS)⁶⁵.

3.2.3. Изпълнение на Плана за взаимосвързване на Балтийския енергиен пазар в областта на природния газ

Докато осъществяването на електроенергийните проекти в рамките на Плана за взаимосвързване на Балтийския енергиен пазар (BEMIP) е в напреднал етап, в сферата на газа все още не е постигнат почти никакъв напредък след одобряването на плана за действие от държавните глави на осемте държави-членки на ЕС и председателя Барозу през юни 2009 г. Групата на високо равнище (HLG) успя единствено да определи дълъг списък с проекти с твърде високи инвестиционни разходи в сравнение с размера на пазарите на газ в региона. Изобщо не бяха договорени действия във връзка с вътрешнообщностния пазар. Газовият сектор сега е обект на сериозно концентриране на работата по BEMIP на два фронта: Източнобалтийската и Западнобалтийската област.

В източната част на региона на Балтийско море (Литва, Латвия, Естония и Финландия) са необходими спешни действия, за да се гарантира сигурност на доставките чрез свързване с останалата част от ЕС. Същевременно Финландия, Естония и Латвия се ползват от дерогация от отваряне на пазара в съответствие с третия пакет от документи за вътрешнобщностния пазар, докато пазарите им остават изолирани. Дерогацията ще приключи след като тяхната инфраструктура бъде интегрирана в останалата част от ЕС, например чрез газопреносната връзка Литва—Полша. Макар че ежегодното потребление на газ на трите балтийски държави и Финландия общо е едва около 10 милиарда кубични метра, целият газ, който те използват, идва от Русия. Като дял от общото първично енергопотребление, руският газ възлиза на 13 % за Финландия, 15 % за Естония и около 30 % за Латвия и Литва, докато средната стойност за ЕС е около 6,5 %. Основният доставчик също така притежава мажоритарен дял от газопреносния оператор и в четирите държави. Освен това Полша също зависи в голяма степен от руски газ. Поради това почти няма пазарен интерес да се инвестира в нова инфраструктура. Минималната необходима инфраструктура беше договорена и големият пробив в тази област е провеждащият се понастоящем диалог — с политическа подкрепа и от двете страни — между компаниите относно полско-литовската газова връзка. Освен това се провежда обсъждане относно регионален терминал за втечнен природен газ в рамките на работна група за втечнен природен газ.

В западната част от Балтийския регион целта на работната група е да намери начини да замени доставките от изчерпващите се датски находища на газ, чието изчерпване се очаква след 2015 г., както и да се повиши сигурността на доставките в Дания, Швеция и Полша. В края на 2010 г. ще бъде представен план за действие. Двете работни групи също така насочват вниманието си към регулаторни препятствия и установяването на общи принципи, които биха позволили осъществяване на регионални инвестиции.

Като ключово действие, регионалното сътрудничество трябва да се поддържа стабилно, за да се изготвят следните проекти: газопровод Полша—Литва, регионален терминал за втечнен природен газ и газопровод, свързващ Норвегия и Дания и евентуално Швеция и Полша. Целите за отваряне на пазара и подобряване на сигурността на газовите доставки могат да се постигнат по по-разходоефективно на регионално ниво, отколкото в национален мащаб. Освен това, държавите-членки постоянно изискват подкрепа от Комисията за управление на процеса по BEMIP. На последно място трябва да се намерят решения за разчупване на омагьосания кръг „Ако няма пазар, няма стимул да се инвестира в инфраструктура; а без инфраструктура, пазарът няма да се развие“.

3.2.4. Коридор север—юг в Западна Европа

Стратегическата концепция на газопреносните връзки север—юг в Западна Европа, тоест от Пиренейския полуостров и Италия до Северозападна Европа, е да се подобри свързаността със Средиземноморската област, а оттам и доставките от Африка и по Северния коридор с доставките от Норвегия и Русия. Все още има проблемни участъци в инфраструктурата на вътрешнобщностния пазар, които пречат на свободните газови потоци в този регион, например ниското ниво на газопреносните връзки от Пиренейския полуостров, което възпрепятства използването по най-добър начин на добре развитата Пиренейска инфраструктура за внос на газ. Оста Испания—Франция е приоритет от повече от десетилетие, но все още не е завършена. При все това, през последните години бе постигнат напредък благодарение на подобрената координация на националните регулаторни рамки — поети като приоритет и съгласно Регионалната газова инициатива в Югозападния регион — и активното участие на Европейската комисия. Друг признак за неоптимално функциониране на пазара и липса на газопреносни връзки са системно по-високите цени на италианския пазар за търговия на едро в сравнение с други съседни пазари.

Същевременно, тъй като развитието на електропроизводството на база променливи източници се очаква да е особено доминиращо в този коридор, трябва да се повиши общата способност на газопреносната система за краткосрочни доставки, за да се отговори на допълнителните предизвикателства за гъвкавост с цел балансиране на върховото потребление на електроенергия.

В този коридор трябва да се идентифицират основните проблеми в инфраструктурата, които пречат на правилното функциониране на вътрешнобщностния пазар и конкуренцията, и заинтересованите страни, държавите-членки, националните регулаторни органи (NRAs) и операторите на преносни системи (TSOs) следва да работят съвместно за улесняване на тяхното преодоляване. На второ място, следва да се проведе интегриран анализ на взаимодействието между електроенергийната и газовата системи — при който се вземат под внимание аспектите както на производството (добива), така и на преноса — и който да доведе до оценка на нуждите от гъвкавост в сферата на газа и идентифициране на проекти с цел резервиране на електропроизводството от променливи източници.

3.3. Гарантиране на сигурност на нефтените доставки

За разлика от газа и електроенергията, превозът на нефт не се регулира. Това означава, че няма правила, например за процента на възвръщаемост или достъпа на трети страни при нови инфраструктурни инвестиции. За осигуряването на постоянни доставки отговарят най-вече петролните компании. Независимо от това има някои аспекти, свързани предимно със свободния достъп до нефтопроводи, снабдяващи ЕС, но намиращи се в държави извън ЕС (по-специално в Беларус, Хърватия и Украйна), които не могат да се решат само чрез търговски договорености и се нуждаят от политическо внимание.

Източноевропейската мрежа от нефтопроводи (разширение на нефтопровода „Дружба“) бе проектирана и изградена през периода на Студената война и в онзи момент нямаше нефтопровод, който да я свързва със западната мрежа. В резултат на това връзките между западноевропейската мрежа от нефтопроводи и източната инфраструктура не са достатъчни. Поради това алтернативните възможности за тръбопроводни доставки на суров нефт или нефтопродукти от западните държави-членки до страни от Централна и Източна Европа са ограничени. В случай на продължително прекъсване на доставките в системата „Дружба“ (използван понастоящем капацитет: 64 милиона тона годишно), тези ограничения биха довели до огромно увеличение на трафика от танкери в екологично чувствителния балтийски регион⁶⁶, в Черно море и в изключително натоварените турски проливи⁶⁷, което ще увеличи рисковете от инциденти и нефтени разливи. В случая на литовската рафинерия Mažeikiai⁶⁸ алтернативните доставки изискват превоза на приблизително 5,5—9,5 милиона тона годишно през Балтийско море до литовския нефтен терминал Butinge.

Съгласно неотдавна проведено проучване⁶⁹ потенциалните контрамерки срещу смущения при доставките включват: 1) изграждане на тръбопровода Швехат—Братислава между Австрия и Словакия; 2) реконструкция на тръбопровода „Адриа“ (който свързва нефтения терминал Omisalj на хърватското адриатическо крайбрежие с Унгария и Словакия); и 3) реконструкция на тръбопровода Одеса—Броди в Украйна (който свързва нефтения терминал на Черно море с южното разклонение на „Дружба“ край Броди) и планираното му разширяване към Полша (Броди—Адамово). Тези маршрути биха осигурили алтернативен преносен капацитет за доставки в размер на съответно поне 3,5; 13,5 и 33 милиона тона годишно. Допълнително подобрение би било създаването на общоевропейски нефтопровод, който да свърже доставките през Черно море с Трансалпийския тръбопровод, с прогнозен капацитет между 1,2 млн. и 1,8 млн. барела на ден.

Поради горепосочените причини, политическата подкрепа за мобилизиране на частни инвестиции за възможните алтернативни инфраструктури представлява приоритет, за да се гарантира сигурността на нефтените доставки в държавите от ЕС без излаз на море, но и за да се намали превоза на нефт по море и така да се намалят рисковете за околната среда. Това не означава непременно изграждане на нова нефтопроводна инфраструктура. Отстраняването на „тесните места“ във връзка с преносния капацитет и/или създаването на условия за обратно подаване също може да допринесе за сигурност на доставките.

3.4. Въвеждане на технологии за интелигентни енергийни мрежи

Интелигентните енергийни мрежи⁷⁰ са енергийни мрежи, които могат да интегрират поведението и действията на всички потребители, свързани с тях, по ефикасен от гледна точка на разходите начин. Те променят начина, по който електроенергийната мрежа се обслужва по отношение на преноса и разпределението и преструктурират настоящите маршрути за производство и потребление. Посредством интегриране на цифрова технология и двупосочна съобщителна система, интелигентните енергийни мрежи установяват пряко общуване между потребителите, други ползватели на мрежата и доставчиците на електроенергия. Те дават възможност на потребителите пряко да контролират и управляват индивидуалните си модели на потребление, особено ако са съчетани с тарифи с времева диференциация, което на свой ред осигурява силен стимул за ефективно потребление на енергия. Те позволяват на компаниите да подобряват и насочват управлението на своята енергийна мрежа, като увеличат сигурността на мрежата и намалят разходите. Технологиите за интелигентни енергийни мрежи са необходими, за да позволят икономически ефективно развитие към декарбонизирана енергийна система, като дават възможност за управление на големи количества енергия от възобновяеми морски и наземни източници и същевременно запазват достъпа до конвенционалното производство на енергия и адекватността на енергийната система. И накрая, технологиите за интелигентни енергийни мрежи, включително интелигентно отчитане на консумацията, подобряват функционирането на пазарите за търговия на дребно, което дава реален избор на потребителите, тъй като енергийните компании и компаниите за информационни и комуникационни технологии могат да разработват нови и иновативни енергийни услуги.

Много държави разработиха проекти за интелигентни енергийни мрежи, включително разгръщане на интелигентно отчитане на консумацията, а именно Австрия, Белгия, Франция, Дания, Германия, Финландия, Италия, Нидерландия, Португалия, Швеция, Испания и Обединеното кралство⁷¹. В Италия и Швеция почти всички потребители вече разполагат с уреди за интелигентно отчитане на консумацията.

В проучването, проведено от Bio Intelligence през 2008 г.⁷², бе направено заключение, че интелигентните енергийни мрежи биха могли да намалят годишното потребление на първична енергия в енергийния сектор на ЕС с почти 9 % до 2020 г., което се равнява на 148 TWh електроенергия и би довело до спестяване на 7,5 млрд. евро годишно (въз основа на средните цени за 2010 г.). В изчисленията на енергийния отрасъл относно индивидуалното потребление се твърди, че средното домакинство би могло да спести 9 % от своето потребление на електроенергия и 14 % от своето потребление на газ, което съответства на спестявания от около 200 евро годишно.⁷³

Комисията насърчава развитието и разгръщането на интелигентни енергийни системи чрез финансова подкрепа за научно-изследователска и развойна дейност (R&D). Европейската инициатива за електроенергийните мрежи (EEGI) в плана SET, стартирана през юни 2010 г., бе разработена от екип от оператори на мрежи за разпределение и пренос на електроенергия, подпомогнати от Комисията, и цели допълнително разработване на решения за технологичните въпроси, свързани с интелигентните енергийни мрежи. Тя ще консолидира опита от проведените до настоящия момент експерименти с интелигентни енергийни мрежи чрез мащабни демонстрации и ще насърчава R&D и иновации в технологиите за интелигентни енергийни мрежи. Освен това, тя ще стимулира по-голямо разгръщане чрез дейности за преодоляване на предизвикателствата, произтичащи от технологичното интегриране на системно ниво, за добро възприемане на тези системи от потребителите и за преодоляване на икономическите ограничения и съответно регулиране.

В допълнение към тези технологични предпоставки, с приемането на третия пакет от документи за вътрешнообщностния енергиен пазар през 2009 г., в който се предвижда задължение за държавите-членки да гарантират широкообхватно въвеждане на системи за интелигентно отчитане на консумацията до 2020 г.⁷⁴, бяха създадени и пазарни предпоставки за общоевропейско изграждане на интелигентни енергийни мрежи. Освен това, в Директивата за ефективност при крайното потребление на енергия и за осъществяване на енергийни услуги⁷⁵, ползването на уреди за интелигентно отчитане на консумацията бе идентифицирано като един от основните начини за подобряване на енергийната ефективност. И накрая, Директивата за енергия от възобновяеми източници⁷⁶ разглежда интелигентните енергийни мрежи като възможност за интегриране в електроенергийната мрежа на нарастващото електроенергия от възобновяеми източници и задължава държавите-членки да разработят преносна и разпределителна инфраструктура за тази цел. Заедно тези директиви представляват основната политическа и правна рамка, върху която ще се градят последващите действия за стимулиране на развитието и разгръщането на интелигентни енергийни мрежи.

С оглед да се гарантира, че интелигентните енергийни мрежи и уреди за отчитане на консумацията се разработват по начин, който увеличава конкуренцията в търговията на дребно, интегрирането на мащабно производство от възобновяеми енергийни източници и енергийната ефективност чрез създаване на отворен пазар за енергийни услуги, през ноември 2009 г. Комисията създаде работна група по интелигентни енергийни мрежи. Тя се състои от около 25 европейски асоциации, които представляват всички съответни заинтересовани страни. Нейният мандат е да консултира Комисията относно политически и регулаторни действия на нивото на ЕС и да координира първите стъпки към изграждането на интелигентни енергийни мрежи съгласно разпоредбите в третия пакет от документи. Първоначалната дейност на работната група бе ръководена от три експертни групи⁷⁷, които се концентрираха съответно върху 1) функционалните възможности на интелигентните енергийни мрежи и уреди за отчитане на консумацията, 2) регулаторни препоръки за сигурност на данните, боравенето с данни и защитата на данните, и 3) роли и отговорности на участниците в разгръщането на интелигентните енергийни мрежи.

Въпреки очакваните изгоди от интелигентните енергийни мрежи и горепосочените политически мерки, прилагани понастоящем, преходът към интелигентни енергийни мрежи и уреди за отчитане на консумацията не напредва толкова бързо, колко е необходимо, за да се постигнат целите на ЕС относно енергетиката и климата.

Успехът на интелигентните енергийни мрежи няма да зависи единствено от наличието на нова технология и готовността на мрежовите оператори да ги въвеждат, но и от наличието на най-добри регулаторни рамки, за подпомагане на тяхното въвеждане, третиращи пазарни проблеми, включително въздействието върху конкуренцията, както и от промени в промишлеността (т.e. изменения на промишлените норми и регулации), а също и от начина, по който потребителите използват енергията. Главното предизвикателство е създаването на подходяща регулаторна рамка за добре функциониращ пазар на енергийни услуги. За тази цел е необходимо създаването на възможност за сътрудничество с голям кръг от различни участници на пазара (производители, оператори на мрежи, търговци на дребно на електроенергия, компании за енергийни услуги, компании за информационни и комуникационни технологии, потребители, производители на уреди). Тази регулаторна рамка също така ще трябва да гарантира адекватния отворен достъп до и споделяне на оперативна информация между участниците и може би също така да решава проблеми с определянето на тарифи, за да осигури подходящи стимули, така че операторите на енергийни мрежи да инвестират в интелигентни технологии. Националните регулаторни органи също играят много важна роля, тъй като те одобряват тарифите, които определят основата за инвестиции в интелигентни енергийни мрежи и евентуално уреди за отчитане на консумацията. Освен ако не бъде разработен модел за справедливо споделяне на разходите и не се намери подходящ баланс между краткосрочните инвестиционни разходи и дългосрочните ползи, готовността на операторите на енергийни мрежи да предприемат значителни инвестиции в бъдеще ще бъде ограничена.

Нужни са добре изяснени (отворени) стандарти за интелигентни енергийни мрежи и уреди за отчитане на консумацията, за да се гарантира оперативна съвместимост, да се преодолеят ключови технологични предизвикателства и да се даде възможност за успешно интегриране на всички потребители на енергийните мрежи, като същевременно се осигурява висока надеждност на системата и качествени доставки на електроенергия. Предвид конкуриращите се усилия за разработване на световни стандарти, разчитането и инвестирането в едно специфично (европейско) технологично решение днес може да означава трудно възстановими разходи утре. Поради това, през 2009 г. Комисията предостави мандат за стандартизация на интелигентните уреди за отчитане на консумацията на съответните европейски органи по стандартизация. В началото на 2011 г. Комисията ще предоставен на тези органи нов мандат за преглед на свързаните с тази тематика стандарти и за разработване на нови стандарти за интелигентни енергийни мрежи. Поради това международното сътрудничество е от особено значение за гарантирането на съвместимост на решенията.

Убеждаването и спечелването на доверието на потребителите по отношение на ползите от интелигентните енергийни мрежи представлява друго предизвикателство. Докато ценовата еластичност на електроенергията остава ниска, цялостните ползи от интелигентните енергийни мрежи — недоказани, а рискът от злоупотреба с данни — нерешен,⁷⁸ може да е трудно да се преодолее нежеланието на потребителите, предвид времето и промените в поведението, необходими за възползване от изгодите от интелигентните технологии.

И накрая, но не и на последно място по важност, друго предизвикателство, което не може да се пренебрегне, е евентуалният недостиг на квалифицирана работна сила, готова да обслужва сложната система на интелигентните енергийни мрежи.

Преходът към интелигентни енергийни мрежи е сложен въпрос и не е реалистично да се говори за единична стъпка, водеща от съществуващите мрежи към интелигентни енергийни мрежи. Успешният преход ще изисква прецизно сътрудничество между всички заинтересовани страни, за да се намерят правилните и икономически целесъобразни решения, да се избегне дублирането на работа и да се използват съществуващите взаимодействия. С оглед да се повиши обществената осведоменост и положителната нагласа, както и подкрепата на потребителите, ползите и разходите от въвеждането на интелигентните енергийни мрежи ще трябва да се обсъдят обективно и внимателно и да се обяснят при активно участие от страна на потребителите, на малки и средни предприятия и на публичните органи.

Препоръки

С оглед да се гарантира такъв подход и да се преодолеят посочените предизвикателства, се препоръчват следните ключови действия:

• 
  
  Каталог: pub -> ECD
  ECD -> Съдържание
  ECD -> Към общия бюджет за 2013 Г. Разходна част на бюджета по раздели раздел III — Комисия Раздел IV — Съд на Европейския съюз
  ECD -> I. въведение
  ECD -> Съвет на европейския съюз
  ECD -> Точки за открито обсъждане1 Страница обсъждания на законодателни актове
  ECD -> Доклад на комисията за финансирането на сигурността на въздухоплаването доклад на комисията
  ECD -> Регламент за изменение на Регламент (ЕО) №1466/97 на Съвета
  ECD -> Доклад за 2007 Г. За фар, предприсъединителната помощ за турция, cards и преходния финансов инструмент
  ECD -> Открито обсъждане в съответствие с член 16, параграф 8 от Договора за ес
  
  
  
  Изтегляне 3.79 Mb.
  
  Сподели с приятели: