Bijlagen bij SEC(2011)755 - Investeringsbehoeften en -leemten met betrekking tot de energie-infrastructuur - Verslag voor de VTE-Raad van 10 juni 2011 - Hoofdinhoud

Dit is een beperkte versie

U kijkt naar een beperkte versie van dit dossier in de EU Monitor.

dossier	SEC(2011)755 - Investeringsbehoeften en -leemten met betrekking tot de energie-infrastructuur - Verslag voor de VTE-Raad van 10 juni 2011.
document	SEC(2011)755
datum	6 juni 2011

bijlage 2).

De aldus bepaalde investeringsbehoeften bestaan uit:

– ongeveer 140 miljard euro voor hoogspannings-elektriciteitstransmissiesystemen van

Europees belang, zowel op het vasteland (70 miljard euro) als offshore (30 miljard euro), inclusief verwezenlijking van opslagfaciliteiten en slimme netten op transmissie- en distributieniveau (40 miljard euro);

– ongeveer 70 miljard euro voor gastransmissiepijpleidingen onder hoge druk

(binnenkomend in de EU en tussen EU-lidstaten), opslag, terminals voor

vloeibaar/gecomprimeerd aardgas (LNG/CNG) en infrastructuur voor bidirectionele stromen².

Bij deze ramingen is geen rekening gehouden met uitgaven voor onderhoud, renovatie of nieuwe investeringen voor nationale transmissienetwerken die niet van Europees belang zijn of voor distributienetwerken, noch met de investeringsbehoeften die voortkomen uit de noodzaak de bestaande en nieuwe infrastructuur klimaatbestendiger te maken³.

Deze ramingen zijn ondertussen bevestigd of zelfs verhoogd door zowel de nationale regulatoren als de transmissiesysteembeheerders:

• uit een in februari/maart 2011door de Raad van Europese energieregulators (Council

of European Energy Regulators - CEER) onder de nationale regulerende instanties (NRI's) uitgevoerde enquête blijkt dat de totale investeringsbehoeften voor nationale elektriciteitstransmissie voor de genoemde periode tussen 96 en 143 miljard euro

Voor meer details, zie SEC(2010) 1395.

Er is aangetoond dat de klimaatverandering en extreme weersomstandigheden de energiediensten kunnen verstoren (met aanzienlijke kosten voor de economie). Ongeveer de helft van systeemproblemen in de elektriciteitsnetten werd veroorzaakt door weersomstandigheden. Overeenkomstig de beschikbare literatuur kan een aanpassing van de energie-infrastructuur, zoals transmissielijnen, aan deze effecten erg duur zijn (Zie bijvoorbeeld Vattenfall Europe 2006; Van Ierland, E.C. et al. (2007)). De relevantie van deze kwestie voor de transmissie-infrastructuur zal grondiger worden beoordeeld in de context van de ter voorbereiding van het wetgevingsvoorstel uit te

2

3

liggen, waarvan 25-55 miljard euro voor offshore-netten. In het kader van de momenteel aan de gang zijnde werkzaamheden ter voorbereiding van het tienjaren-netwerkontwikkelingsplan 2012 stelt het Europees netwerk voor transmissiesysteembeheerders voor elektriciteit (ENTSO-E) een investeringsbehoefte vast van ongeveer 100 miljard euro voor de periode tot 2020, exclusief investeringen voor offshore-netten en voor onderhoud en renovatie van verouderende faciliteiten. In dit cijfer zijn niet de specifieke investeringsbehoeften opgenomen voor slimme netten op zowel transmissie- als distributieniveau, noch voor elektriciteitsopslag, die kunnen oplopen tot meer dan 40 miljard euro⁴;

• wat de gassector betreft, voorspelt het Europees netwerk voor

transmissiesysteembeheerders voor gas (ENTSO-G) in zijn laatste in maart 2011 gepubliceerde tienjaren-netwerkontwikkelingsplan investeringen ten belope van minimaal 89 miljard euro tot 2020, inclusief projecten waarvoor de definitieve investeringsbeslissing (Final Investment Decision - FID) reeds is genomen⁵ en projecten waarvoor de FID nog niet is genomen hoewel zij noodzakelijk worden geacht voor de diversificatie van de voorzieningsroutes/-bronnen en de energievoorzieningszekerheid binnen de EU. Dit bedrag ligt aanzienlijk hoger dan het in de CEER-raming op basis van de informatie van de CEER-leden gegeven bedrag. Volgens deze bron zouden de totale investeringsbehoeften voor infrastructuur voor transmissie, LNG en opslag⁶ tussen 51 en 59 miljard euro liggen (ongeveer 40 miljard voor transmissie, 8 miljard voor LNG, en 5-10 miljard voor opslag). Er moet worden opgemerkt dat de CEER-raming uitsluitend betrekking heeft op investeringen op het grondgebied van de EU.

Overeenkomstig een door de Commissie bestelde en door Roland Berger opgestelde studie (2011, nog te publiceren), zullen de investeringsvolumes in de periode 2010-2020, gebaseerd op de prognoses van de transmissiesysteembeheerders (TSB's), met 30% toenemen voor gas en met 70% voor elektriciteit ten opzichte van de huidige niveaus. Dit bevestigt de evaluatie van de Commissie waarin wordt geconcludeerd dat in de elektriciteitssector de jaarlijkse investeringen zelfs zullen moeten verdubbelen in vergelijking met de periode 2000-2010⁷.

(3) Investeringen die wellicht niet tegen 2020 zullen zijn uitgevoerd

In deze analyse wordt niet alleen de doorbraak belicht dankzij de aanzienlijke toename van de investeringsvolumes in vergelijking met het verleden, maar ook de urgentie om de vereiste infrastructuur uit te bouwen zonder welke het onmogelijk zal zijn op kosteneffectieve wijze de EU-energie- en -klimaatdoelstellingen voor 2020 te bereiken, en zonder daarbij de grote onzekerheden qua toekomstige ontwikkelingen in de energiesector uit

SEC(2010) 1395.

Het in februari 2011 door ENTSO-G uitgewerkte tienjaren-netwerkontwikkelingsplan voor gas bevat

geen kostenramingen voor de verschillende investeringsprojecten, maar geeft een algemene

kostenraming voor investeringen op basis van een niet-exhaustieve lijst van ongeveer 200

investeringsprojecten die door de leden van het netwerk zijn aangemeld.

In de cijfers voor opslag zijn de in Frankrijk en Duitsland uit te voeren investeringen niet opgenomen.

Naar aanleiding van de 2006-enquête met betrekking tot de Europese gas- en elektriciteitssectoren heeft

de Commissie het volgende onderstreept: "Het niveau van de investeringen in grensoverschrijdende

infrastructuur in Europa is buitengewoon laag. Jaarlijks wordt er slechts 200 miljoen euro geïnvesteerd

in hoogspanningsnetten waarbij het voornaamste doel is de grensoverschrijdende capaciteit te

4

5

6

7

het oog te verliezen. Het 2006-onderzoek inzake de Europese gas- en elektriciteitssectoren⁸ heeft al het gebrek aan investeringen in bepaalde lidstaten en het algemene gebrek aan transparantie inzake voorbije en toekomstige investeringen bij de TSB's aan het licht gebracht. Met de toenemende integratie van de nationale elektriciteits- en gassystemen wordt bovendien het effect van in één of twee lidstaten gebouwde infrastructuur op de omringende lidstaten steeds groter.

Met deze uitdagingen in het achterhoofd heeft de Commissie de belemmeringen geanalyseerd die binnen een "business-as-usual"-scenario een hinderpaal vormen voor investeringen of die de uitvoering van investeringen vertragen tot ver na de 2020-streefdatum. In haar effectbeoordeling van 2010⁹ zijn twee grote categorieën van belemmeringen met betrekking tot vergunningverlening en regelgeving en financiering belicht en is een "top-down"-raming gemaakt van de waarde van projecten (ongeveer 100 miljard euro) waarvoor dergelijke belemmeringen gelden en die dus het risico lopen niet tijdig voltooid te worden (ook wel de "investerigskloof" genoemd).

Om het effect te evalueren van de belemmeringen voor de investeringen die nodig zijn om de 2020-doelstelling te bereiken, heeft de Commissie tussen januari en juni 2011 in het kader van het Hongaarse voorzitterschap van de Raad een conferentie en verschillende specifieke workshops georganiseerd met de lidstaten, de Europese verenigingen van transmissiesysteembeheerders, afzonderlijke nationale systeembeheerders, regelgevers, banken, investeerders, universiteiten en andere belanghebbenden.

Ook in het kader van de CEER-enquête werd gekeken naar de in de mededeling van de Commissie aangemerkte investeringskloof. Op basis van de nationale ramingen werd geconcludeerd dat die kloof wel eens groter zou kunnen zijn dan wordt geraamd door de Commissie, terwijl de belemmeringen in verband met regulering en financiering wellicht beperkter zijn. Er moet echter worden opgemerkt dat slechts een beperkt aantal respondenten van die enquête kwantitatieve ramingen heeft gegeven van de investeringen die het risico lopen niet te worden gerealiseerd. De CEER heeft ook beklemtoond dat het resultaat van de enquête heel wat onzekerheden bevat en dat problemen kunnen rijzen bij toekomstige projecten.

Investeerders, zoals openbare banken en investeringsfondsen, hebben bevestigd dat de TSB's de voor hen geldende mogelijkheid om vreemd vermogen aan te trekken maximaal hebben benut en dat toekomstige investeringen grote kapitaalinjecties door particuliere investeerders of de staat ( in het geval van openbare TSB's) zullen vergen. Grotere investeringen zullen ook een aanzienlijke toename van de regulated asset base (RAB) vergen, tot ongeveer 20% per jaar, en hebben een klein maar langdurig doorwerkend effect op de netwerktarieven. De nationale regelgevers moeten rekening houden met de feitelijke kostprijs van kapitaal op de markt voor TSB-investeringen en kunnen dergelijke investeringen op die manier aantrekkelijker maken voor investeerders. Tegelijkertijd is het voor TSB's wellicht moeilijk om voldoende vreemd vermogen tegen redelijke kosten aan te trekken, in het bijzonder ten gevolge van leningsplafonds of de afwezigheid of ontoereikendheid van ratings inzake de investeringswaardigheid. De regelgevers moeten ook rekening houden met het feit dat de nationale consumenten slechts een beperkte tariefverhoging kunnen absorberen.

COM(2006) 851.

8

9

De onzekerheid met betrekking tot de uitvoering van de fundamentele investeringen, het grote aantal projecten waarvoor nog geen definitieve investeringsbeslissing is genomen, met name in de gassector, en de eventuele lacunes in de voorzieningsketen, vooral in de elektriciteitssector, maken een kader dat de nodige stimulansen voor investeringen levert des te belangrijker. Dit is in het bijzonder belangrijk om nieuwe investeerders aan te trekken, meer bepaald investeerders die een stabiel langetermijnprofijt nastreven, zoals pensioenfondsen. Maar dit alles vergt ook een beheers- en financieringsinspanning van de TSB's om die investeringen tot een goed einde te brengen, alsook een coöperatieve attitude van alle betrokken overheidinstanties (met name de nationale administraties, de regelgevers en de ander autoriteiten die betrokken zijn bij de vergunningverlening).

(a) Vertragingen ten gevolge van langdurige en ingewikkelde raadplegings- en vergunningverleningsprocedures

Binnen deze categorie vallende projecten zullen wel degelijk worden gerealiseerd, maar veel later dan nodig is om de energie- en klimaatdoelstellingen voor 2020 te verwezenlijken.

Het is algemeen bekend dat langdurige en inefficiënte vergunningsverleningsprocedures, samen met weerstand bij het publiek, tot de grootste hinderpalen behoren voor een snelle tenuitvoerlegging van projecten inzake energie-infrastructuur, in het bijzonder hoogspanningslijnen¹⁰. Er verloopt vaak meer dan tien jaar tussen de start van de procedure en de uiteindelijke oplevering van hoogspanningslijnen. Wanneer het publiek bovendien erg negatief staat tegenover het project, kan de procedure zelfs nog langer duren (bv. ongeveer 40 jaar voor de interconnector tussen Frankrijk en Spanje). In de "TEN Energy Invest"-studie van 2005 werd geconcludeerd dat bepaalde elektriciteits-TSB's slechts 60% van al hun geplande investeringen daadwerkelijk realiseren¹¹. De enorme inspanningen die vereist zijn om de vergunningsprocedure te doorlopen, kunnen tot meer dan 10% van de totale kostprijs van een project vergen¹², wat de investeringskosten en totale kosten van het elektriciteitssysteem doet oplopen en middelen vastlegt die nuttiger kunnen worden gebruikt voor daadwerkelijke investeringen in netwerkinfrastructuur.

Naar raming van de Commissie zullen dergelijke vertragingen tot voorbij 2020 gelden voor projecten ter waarde van 40 miljard euro (op een totaal van 200 miljard), voornamelijk op het gebied van elektriciteit. Wanneer de huidige procedures niet worden gewijzigd, kan de waarde van dergelijke projecten, overeenkomstig de analyse van de nationale regulatoren, zelfs nog hoger oplopen.

(b) Moeilijkheden met betrekking tot het bestaande regelgevings- en/of financieringskader

Investeringen in de prioritaire corridors, zoals door de Commissie voorgesteld, leveren doorgaans grote sociaaleconomische voordelen op voor regio's¹³ en voor de EU als geheel, maar kunnen door de investeerder niet noodzakelijk worden terugverdiend. Bovendien zijn de

Bepaalde lidstaten, zoals Duitsland, Ierland, Nederland en het Verenigd Koninkrijk, hebben reeds

wetgeving ingevoerd om de procedures te vergemakkelijken. Duitsland bereidt momenteel meer

maatregelen voor om de Duitse procedures verder te stroomlijnen.

SEC(2010) 1395.

Deze raming is gebaseerd op empirische gegevens die zijn verstrekt door diverse

transmissiesysteembeheerders.

10

11

12

13

nationale kaders voor tariefzetting voornamelijk toegesneden op de nationale netwerken en consumenten en heerst er grote druk om de tarieven zo laag mogelijk te houden aangezien structureel oplopende energieprijzen maatschappelijk moeilijk worden aanvaard. Dit alles maakt het voor exploitanten niet altijd interessant om in dergelijke projecten te investeren. Met name hebben dergelijke projecten één of meer van de volgende kenmerken:

• zij leveren meer regionale dan nationale baten op, wat van de vaststelling van de baten en de toewijzing van de kosten een moeizaam en ingewikkeld proces met onzeker resultaat maakt. Voorbeelden van dergelijke projecten zijn elektriciteitskabels of gaspijpleidingen die een lidstaat doorkruisen en baten opleveren voor de naburige lidstaten of projecten waarbij twee of meer lidstaten betrokken zijn, met een asymmetrische toewijzing van de kosten en baten, alsook gasopslagfaciliteiten of LNG-terminals die meer dan één lidstaat bedienen;

• zij maken gebruik van innovatieve technologieën die meer risico inhouden en/of grotere onzekerheid meebrengen, maar die noodzakelijk zijn om het net op een optimale en kosteneffectieve wijze aan te leggen. Voorbeelden van dit type zijn de offshore-netwerkinvesteringen in de noordelijke zeeën waarbij gelijkstroom-technologieën worden gebruikt, of grootschalige projecten voor elektriciteitsopslag of slimme netten. Op dit moment zijn dergelijke innovatieve investeringen moeilijk of onmogelijk uit te voeren omdat aangepaste regelgeving en risicobeperkings- en financieringsinstrumenten ontbreken;

• zij bieden bepaalde externe voordelen die niet via de marktvraag kunnen worden gerealiseerd. Voorbeelden van dergelijke externe voordelen zijn:

– regionale of voor de gehele Unie geldende voorzieningszekerheid voor gas dankzij een grotere flexibiliteit van het gastransmissienetwerk;

– regionale of voor de gehele Unie geldende baten dankzij de integratie van gedeelde hulpbronnen, zoals grootschalige hernieuwbare energiebronnen, en verbinding van de EU met gediversifieerde voorzieningsbronnen in derde landen;

– een vermindering van de kringloopstromen door transitlanden dankzij een versterking van de netwerken in die transitlanden of een versterking van de interconnectiecapaciteit op de directe route tussen een producent en een consument;

– een geavanceerde capaciteit dankzij het feit dat gaspijpleidingen of offshore-elektriciteitshubs soms een grotere capaciteit krijgen dan op korte termijn nodig is om aan de relevante vraag te voldoen;

– een grotere concurrentie op de markt ten gevolge van nieuwe of aanvullende elektriciteits- of gasinterconnectiecapaciteit.

Naar raming van de Commissie gelden de hierboven genoemde moeilijkheden voor projecten ter waarde van 60 miljard euro, voornamelijk in de elektriciteitssector.

Samenvattend kan worden gesteld dat de relevantie van deze hinderpalen wordt bevestigd door alle belanghebbenden. Bovendien heerst er een brede consensus over het gegeven

dat het bestaande financierings- en regelgevingskader geen goed antwoord biedt op deze problemen, met name gezien de moeilijkheid om de baten en kosten te kwantificeren en ze dienovereenkomstig toe te wijzen.

Voorbeelden uit de regio's

Elektriciteit

Het offshore-elektriciteitsnetwerk in de noordelijke zeeën: om een offshore-net met geoptimaliseerde maasdichtheid tot stand te brengen, moet naar raming ongeveer 20% van de tussen vandaag en 2020 aan te leggen windmolenparken via hubs met de kust of via T-verbindingen met internationale interconnectoren worden verbonden. Dit houdt investeringskosten in ten belope van ongeveer 10 miljard euro, op een totale investeringskost van ongeveer 30 miljard euro. Deze projecten zijn echter technologisch riskanter en het zal waarschijnlijk nodig zijn de faciliteiten te overdimensioneren.

De Noord-Zuid-elektriciteitsverbindingen in middenoostelijk Europa: de investeringsvolumes ten behoeve van interconnectiecapaciteit in Bulgarije, Tsjechië, Polen en Slowakije voor de periode tot 2020 zullen met ongeveer 70% toenemen in vergelijking met de periode 2005-2010. Overeenkomstig TSB-analyses zal de investeringsinspanning in het totaal 7,8 miljard euro bedragen, waarvan tussen 20 en 50% financiële steun nodig kan hebben om tegen 2020 te worden gerealiseerd.

Gas

De ontwikkeling van de zuidelijke gascorridor heeft tot doel een vierde corridor voor de gasvoorziening van de EU te openen waarmee Europa wordt verbonden met de gaswinningen in de Kaspische Zee en het Midden-Oosten (90,6 biljoen kubieke meter bewezen reserves). Deze diversificatie maakt nieuwe gasinvoer mogelijk die meer bepaald tegen 2030 ongeveer 10% van het ingevoerde volume zal uitmaken. De aanleg van de zuidelijke gascorridor vergt nauwe samenwerking tussen verscheidene lidstaten en op Europees niveau aangezien geen enkel land op zich het extra gasvolume (nieuw gas) voldoende nodig heeft om een dergelijke investering (ten belope van naar raming 22 miljard euro) in de gasinfrastructuur te willen dragen.

De geïsoleerde Oostzeeregio moet in het kader van het Baltic Energy Market Interconnection Plan (BEMIP) worden verbonden met de Europese gasmarkt teneinde de energievoorzieningszekerheid te verbeteren, de afhankelijkheid van één leverancier te verminderen en de diversificatie via leveringen uit Noorwegen te verbeteren. In dat verband zijn de vereiste cruciale investeringen in infrastructuur, inclusief een regionale LNG-terminal, voor de periode 2011-2015 geraamd op ongeveer 950 miljoen euro in het oostelijke gedeelte van de Oostzeeregio alleen al. De specifieke investeringsbehoeften in het westelijke gedeelte van de Oostzeeregio worden momenteel geëvalueerd in het kader van een nieuw actieplan dat minimaal 1 miljard euro zal vergen om belangrijke knelpunten in de regio weg te werken en de diversificatie te garanderen.

(4) Samenvatting van de voor te stellen maatregelen om de uitvoering van projecten te vergemakkelijken en de vastgestelde hinderpalen uit de weg te ruimen

De Commissie heeft haar analyse van de voornaamste infrastructurele knelpunten en van de vastgestelde prioritaire corridors voortgezet teneinde overeenstemming te bereiken over de vereiste prioritaire acties. De VTE-Raad van 28 februari 2011 heeft de Commissie verzocht om "in nauwe samenwerking met de lidstaten en alle belanghebbenden een uitgebreide analyse van elk van die prioriteiten te maken, en daarbij, met aandacht voor de knelpunten

met grensoverschrijdende implicaties, aan te geven wat de voltooiing van de projecten in de weg staat, en in voorkomend geval de nodige actieplannen voor te stellen."

Tussen de verschillende belanghebbenden bestaat er een brede overeenstemming - bekrachtigd op de Europese Raad van 4 februari 2011 - over welke projecten met spoed ten uitvoer moeten worden gelegd om de interne energiemarkt tegen 2014 te voltooien en het isolement van energie-eilanden tegen 2015 te doorbreken. Deze investeringsbehoeften zijn samengevat in bijlage I voor elk van de vier prioritaire elektriciteits- en van de drie prioritaire gascorridors. De desbetreffende analyse moet op gezette tijden worden herhaald om de knelpunten te identificeren die kunnen ontstaan voorbij de kortetermijnhorizon van 2014/2015 en om rekening te houden met wijzigingen in de vraag, de toekomstige mix en locatie (gecentraliseerd of decentraal) van nieuwe opwekkingscapaciteit, de vooruitgang bij de invoering van energie-efficiëntiemaatregelen, technologische doorbraken en eventuele klimaatrisico's en desbetreffende mitigeringsmaatregelen tussen vandaag en 2020 en verder.

Het wetgevingsvoorstel dat voor oktober 2011 wordt gepland zal een alomvattende benadering inhouden voor een nieuw beleid op het gebied van energie-infrastructuur, waarbij wordt beoogd het goede klimaat voor particuliere en openbare investeringen in energieinfrastructuur tot stand te brengen dat Europa tegen 2020 nodig heeft. Dit moet gebeuren met behulp van:

• een voorstel voor een nieuwe methode om concrete projecten te selecteren

(projecten van gemeenschappelijk Europees belang genoemd) die vereist zijn om de vastgestelde prioritaire corridors aan te leggen, op basis van regionale samenwerking, transparante meetbare criteria en een sociaaleconomische kostenbatenanalyse. Het is de bedoeling om in het toekomstige wetgevingsvoorstel het selectieproces nader te omschrijven. Zoals reeds uiteengezet in de mededeling van de Commissie, zal dit selectieproces de volgende stappen omvatten:

– identificatie van de potentiële projecten van gemeenschappelijk Europees belang die vereist zijn om de vastgestelde prioriteiten ten uitvoer te leggen: aan de lidstaten, TSB's en andere projectpromotoren zal worden gevraagd specifieke projecten die aan de criteria voldoen in te dienen in het kader van het jaarlijks/tweejaarlijks selectieproces, met gebruikmaking van het tienjaren-netwerkontwikkelingsplan als referentie-input;

– gemeenschappelijke methodologie ter evaluatie van de baten: de projectpromotoren moeten een gemeenschappelijke methodologie hanteren om het effect van voorgestelde projecten te evalueren (sociaaleconomische kosten/batenanalyse, met name rekening houdend met grensoverschrijdende effecten, milieu- en klimaateffecten, enz.);

– samenstelling van regionale lijsten van projecten van gemeenschappelijk belang: verificatie van de voorgestelde projecten in het licht van overeengekomen en transparante criteria, uitmondend in de vaststelling van een eerste projectlijst binnen regionale groepen waarin regelgevers, transmissiesysteembeheerders, lidstaten en andere betrokken partijen samenwerken. Hiervoor kunnen bestaande kaders, zoals de regionale initiatieven, worden gebruikt;

– controle en aanwijzing van projecten van gemeenschappelijk belang voor alle regio's op EU-niveau: door de Commissie in samenwerking met ACER en de ENTSO's – teneinde consistentie tussen prioriteiten en regio's en, wanneer relevant, feedback naar de regionale omstandigheden te waarborgen;

– opname van de aangewezen projecten in de tienjaren-newerk-ontwikkelingsplannen voor de Unie en op nationaal niveau, met adequate prioriteitstelling en timing;

• inkorting van de vergunningverlening zonder afbreuk te doen aan de milieuwetgeving van de EU, met name door een vereenvoudiging van de nationale administratieve procedures wat de complexiteit en de versnipperde besluitvorming betreft, planning en coördinatie vooraf, en de voor alle betrokken partijen geldende eis om te werken overeenkomstig een duidelijk vastgesteld tijdschema, samen met een toereikende politieke steun; alsook bevordering van de publieke aanvaarding en van de consensus door het verstrekken van duidelijke informatie inzake de kosten en baten van een project en de vroegtijdige en actieve betrokkenheid van de belanghebbenden en het publiek bij het proces;

• totstandbrenging van een gezond en stabiel regelgevingskader voor investeringen in infrastructuur, met name voor grensoverschrijdende projecten, door:

– levering van toereikende stimulansen op regelgevings- en financieel gebied die het voor de TSB's mogelijk maken de nodige investeringen te doen in de periode tot 2020: deze stimulansen moeten van invloed zijn op de vastgestelde beperkingen ten aanzien van het eigen en vreemd vermogen en moeten tegelijk worden verwerkt in de regels die gelden voor de regulated asset base en de tarieven ten gevolge van de verhoogde investeringsvolumes;

– verbetering van de regels voor kostentoewijzing bij bepaalde projecten van complexe aard met grensoverschrijdende effecten. Hoewel verscheidene lidstaten die over een goed ontwikkeld reguleringssysteem beschikken de efficiëntie van hun TSB's met succes hebben kunnen verhogen en reeds investeringen hebben kunnen realiseren, zullen vele toekomstige investeringen met ingewikkelde grensoverschrijdende effecten nieuwe regels vergen voor de identificatie van de begunstigden, de kwantificatie van de baten en de daaruit volgende toewijzing van de kosten. Gezien de enorme vastgestelde investeringsbehoeften zullen de nationale regulatoren langetermijnsignalen voor netwerkinvesteringen moeten integreren in hun bestaande focus op de efficiëntie van de TSB's.

Voor de sector van de gereguleerde gas- en elektriciteitsnetwerken is het regelgevingskader de voornaamste onderliggende factor bij investeringsbeslissingen, zoals bevestigd door de CEER, de investeerders en de TSB's. Wanneer de bovenstaande twee voornaamste elementen voor een verbetering van het regelgevingskader worden gerealiseerd, zal een groot deel van de geselecteerde projecten kunnen worden uitgevoerd.

Marktgebaseerde ondersteuningsinstrumenten en, waar nodig, directe EU-financiering, zullen vereist zijn. De Commissie, de regulatoren en de TSB's zijn het erover eens dat zelfs bij een volledige tenuitvoerlegging van de wetgeving betreffende de interne energiemarkt en bij een passende wijziging van de regulering, er bepaalde projecten zullen blijven bestaan

waarvoor regelgevingsmaatregelen op zich niet volstaan of niet het meest efficiënt zijn om ze tijdig ten uitvoer te leggen. In dit beperkte aantal gevallen zal een geschikte combinatie van innovatieve financiële instrumenten en subsidies worden voorgesteld teneinde de risico's te spreiden, de toegang tot kapitaal te vergemakkelijken en particuliere en openbare financiële middelen te activeren.

De rol van het Europees programma voor economisch herstel als drijvende kracht achter en katalysator voor de uitvoering van projecten is bij verscheidene gelegenheden erkend¹⁴. Met name wordt de bijdrage erkend die het programma levert aan de snelle uitvoering van infrastructuurprojecten en aan het beperken van leveringsonderbrekingen met negatieve gevolgen voor de burgers en de Europese economie.

Dit geldt in het bijzonder voor de volgende projecttypes, om de hierboven bedoelde belemmeringen aan te pakken, de risico's te matigen en negatieve externe factoren weg te werken:

– projecten in de gassector en, in mindere mate, in de elektriciteitssector die bijdragen

tot een regionale of EU-brede energievoorzieningszekerheid of solidariteit (bv. regionale opslag en LNG-terminals die twee of meer landen bedienen en de daarmee verbonden pijpleidingen);

– complexe elektriciteits- en gastransmissieprojecten met grensoverschrijdende

effecten, met name projecten die meer regionale dan nationale baten opleveren (bv. interconnectoren of interne hoogspanningslijnen die bedoeld zijn om knelpunten voor relevante grensoverschrijdende stromen weg te werken);

– innovatieve projecten met name in de elektriciteitssector, in het bijzonder met

betrekking tot offshore-transmissie, opslag en slimme netwerken en meer bepaald met het oog op het koolstofarmer maken van de elektriciteitsproductiesector (zie COM(2011) 112).

Wanneer deze projecten niet worden gerealiseerd of wanneer dat gebeurt zonder een EU-brede coördinatie zullen de kosten enorm zijn, zoals reeds aangetoond bij de aanleg van de offshore-windparken, waarbij om zuiver nationale redenen aangelegde radiale verbindingen met de kust tot 20% duurder kunnen zijn. Dankzij het hefboomeffect van de voorgestelde nieuwe instrumenten (bv. deelneming in het kapitaal, leningsgaranties) zal de behoefte aan EU-steun veel lager liggen dan de vastgestelde totale investeringskost.

14

Bijlage 1 Prioritaire corridors – Vastgestelde knelpunten en investeringsbehoeften

1. Offshore-elektriciteitsnetwerk in de noordelijke zeeën en verbindingen met noordelijk en Midden-Europa

– de energieproductiecapaciteit in de noordelijke zeeën integreren en verbinden met de centra van verbruik in noordelijk en Midden-Europa en de hydro-opslagfaciliteiten in alpiene regio's en de noordelijke landen;

– ontwikkeling van adequate interconnecties, met name binnen Duitsland en Polen, om nieuwe, inclusief hernieuwbare, energiebronnen in of dichtbij de Noordzee te verbinden met centra van vraag in zuidelijk Duitsland en met in Oostenrijk en Zwitserland aan te leggen pompaccumulatiecentrales.

2. Elektriciteitsinterconnecties in Zuidwest-Europa

– aanleg van interconnecties in de regio en aanpassing van de bestaande nationale netwerken aan deze nieuwe projecten. Tegen 2020 is tussen het Iberische schiereiland en Frankrijk een interconnectiecapaciteit van minimaal 4 000 MW vereist;

– wat verbindingen met derde landen betreft: realisatie van de interconnectie tussen Italië en Tunesië; vergroting van de capaciteit van de interconnector tussen Spanje en Marokko; versterking, indien nodig, van de Zuid-Zuidinterconnecties in Noord-Afrikaanse buurlanden; en voorbereidende studies voor na 2020 aan te leggen aanvullende Noord-Zuid-interconnecties.

3. Elektriciteitsverbindingen in middenoostelijk en zuidoostelijk Europa

– versterking van het regionale netwerk in de stroomrichtingen Noord-Zuid en Oost-West om marktintegratie en integratie van hernieuwbare energiebronnen te bevorderen, inclusief verbindingen met opslagcapaciteit en integratie van energie-eilanden;

– interne verlichting van congestieproblemen door investeringen om de grensoverschrijdende capaciteit te vergroten en nieuwe opwekkingscapaciteit, in het bijzonder met behulp van hernieuwbare energiebronnen, op te vangen;

– nieuwe dwarslijnen tussen Duitsland en Polen en nieuwe interconnecties met de Oostzeelanden (in het bijzonder de interconnectie tussen Polen en Litouwen);

– ontwikkeling van de lijnen die Italië verbinden met de landen van de Energiegemeenschap (met name Montenegro, maar ook Albanië en Kroatië);

– in een tweede fase, verhoging van de overdrachtscapaciteit tussen de zuidoostelijke Europese landen, inclusief die van de Energiegemeenschap, met het oog op hun verdere integratie in de Midden-Europese energiemarkten.

4. Voltooiing van het interconnectieplan voor de energiemarkt in het Oostzeegebied (BEMIP - Baltic Energy Market Interconnection Plan), zowel wat elektriciteit als wat gas betreft met het oog op een volledige integratie van de Oostzeelanden in de Europese markt

– versterking van de interne elektriciteitsnetwerken van de Oostzeelanden en versterking van de interconnecties met Finland, Zweden en Polen (met name LitPol);

– versterking van het Poolse interne elektriciteitsnet en interconnecties in oostelijke en westelijke richting;

– om een einde maken aan de isolatie van de regio en de afhankelijkheid van één leverancier moeten er dringend gaspijpleidingsverbindingen worden aangelegd tussen de oostelijke Oostzeelidstaten en de rest van de EU, met name via de Pools-Litouwse gasverbinding en moet er een regionale LNG-terminal worden gebouwd die alle betrokken landen bedient.

5. Zuidelijke gascorridor teneinde de bronnen op EU-niveau meer te diversifiëren en gas over te brengen van het Kaspische Zeebekken, Centraal-Azië en het Midden-Oosten naar de EU

– de ontwikkeling van de zuidelijke gascorridor heeft tot doel een vierde corridor voor de gasvoorziening van de EU te openen waarmee Europa kan worden verbonden met de gasvoorraden van het Kaspische Zeebekken en het MiddenOosten (90,6 biljoen kubieke meter bewezen reserves). Deze diversificatie maakt tegen 2030 nieuwe gasinvoer mogelijk van de grootteorde van 10% van de totale invoer.

6. Noord-Zuid-gasverbindingen in middenoostelijk en zuidoostelijk Europa

– ontwikkeling van de gasverbinding tussen de Oostzeeregio en de Adreatische en Egeïsche zee en verder tot de Zwarte Zee ten behoeve van de EU-lidstaten Polen, Tsjechië, Slowakije, Hongarije, Roemenië en wellicht Oostenrijk en ten behoeve van Kroatië;

– in een tweede fase moet dit integratieproces via een adequate interconnectiecapaciteit worden uitgebreid tot niet tot de EU behorende lidstaten van de Energiegemeenschap.

7. Noord-Zuid-gascorridor in West-Europa teneinde interne knelpunten weg te werken en de leverbaarheid op korte termijn te verbeteren, daarbij ten volle gebruik makend van mogelijke alternatieve externe bronnen, inclusief uit Afrika, en met optimalisering van de bestaande infrastructuur, met name bestaande LNG-installaties en opslagfaciliteiten

– investeringen in nieuwe interconnecties op de Noord-Zuid-as in West-Europa maken een betere interconnectie mogelijk tussen het Middellandse-Zeegebied en de noordwestelijke gasregio. Wanneer belangrijke infrastructurele knelpunten worden weggewerkt, kunnen het Iberische schiereiland en Italië zorgen voor een grotere diversificatie en meer concurrentie in de hele regio en

krijgen de verbruikers toegang tot alle leveranciers uit Afrika en tot de noordelijke leveringsroute (Noorwegen en Rusland).

Bijlage 2 Gebieden met een elektriciteitsoverschot en -tekort (2008)

Bron: Matti Supponen, "Influence of national and company interests on European electricity transmission investments", doctoraatsscriptie voor de Helsinki University of Technology (ontwerp Mei 2011)

Elektriciteitstarieven en vermogensstromen in €/MWh (2008)

Bron: Matti Supponen, "Influence of national and company interests on European electricity transmission investments", doctoraatsscriptie voor de Helsinki University of Technology (ontwerp Mei 2011)

Voorlopige analyse van de voornaamste knelpunten bij de elektriciteitstransmissie tot 2020

Bron: ENTSO-E

NB.: De pijlen hebben geen betrekking op projecten, maar tonen uitsluitend de richting van de voornaamste vermogensstromen.

Voornaamste behoeften qua versterking van de gastransmissiecapaciteit

NB.: Op de kaart worden geen projecten getoond, maar worden uitsluitend de voornaamste corridors weergegeven.

Voornaamste behoeften qua versterking van de gastransmissiecapaciteit in de periode

2015-2020

(scenario-analyse "voorzieningszekerheid")

Referentiegeval 2015 FID

Resterende flexibiliteit Gebieden met een tekort aan flexibiliteit I In het referentiegeval

I Bij onderbreking door Belarus |

I Bij onderbreking door Oekraïne I

	< 1%
	1 - 5%

\	5 - 20%

1 1 1 1	> 20%

*--------V

Bron: ENTSO-G: Tienjaren-netwerkontwikkelingsplan 2011

Referentiegeval 2020 FID

Resterende flexibiliteit Gebieden met een tekort aan flexibiliteit

::: < 1%.::: :::1 -:5%:::

> 20% I Bij onderbreking door Oekraïne I

I In het referentiegeval

________________

I Bij onderbreking door Belarus

Bron: ENTSO-G: Tienjaren-netwerkontwikkelingsplan 2011