Polska, TGE i uczestnicy rynku na międzynarodowym rynku spot energii elektrycznej. Szanse i wyzwania. Jacek Brandt Ekspert Biuro Integracji Rynków XI FORUM OBROTU Olsztyn, 4-6 czerwca 2018
Projekty międzynarodowe z udziałem TGE TGE uczestniczy podstawowo w dwóch projektach na arenie międzynarodowej: (i) rynku dnia następnego w modelu PCR, czyli w nomenklaturze UE - Single Day Ahead Coupling SDAC, (ii) rynku dnia bieżącego w modelu XBID, czyli w nomenklaturze UE - Single Intra Day Coupling SIDC. W ramach każdego z tych projektów realizowane są działania regionalne lub wyodrębnione przedsięwzięcia/ obszary realizacyjne, w strukturach projektowych powoływanych przez poszczególne grupy interesariuszy: Projekt Price Coupling of Regions PCR, na rynku dnia następnego Rynek Multi-Regional Coupling MRC, na rynku dnia następnego Projekt CORE Day Ahead Flow Based Market Coupling (poprzednio CEE FB MC), na rynku dnia następnego Projekty XBID, XBID AS i XBID LIP, na rynku dnia bieżącego Projekt MNA Multi-NEMO Arrangements, dla polskiego rynku dnia następnego INC Interim NEMO Committee, działania koordynacyjne i projektowe na rynkach dnia bieżącego i następnego
Projekt PCR na rynku europejskim Rynku Dnia Następnego - SDAC Rynek dnia następnego w modelu PCR w Europie Multi Regional Coupling (MRC): NWE, Polska, kraje bałtyckie, SWE & CSE, Bułgaria, Chorwacja Luty 2014 - synchroniczna operacja regionu NWE Maj 2014 integracja z SWE Luty 2015 - integracja z CSE (FR- IT, AT-IT, Sl-IT) Styczeń 2016 - Bułgaria (serwisowany przez NORD POOL) Luty 2016 - Chorwacja (serwisowany przez NORD POOL) 4MMC Odrębny operacyjnie model PCR Listopad 2014 - uruchomienie Połączenie z MRC w ramach projektu CORE planowane w 4 kw. 2020 Irlandia i Grecja dołączą operacyjnie do rynku MRC w 2018 roku. Serbia Szwajcaria Luty 2016 uruchomienie Rynek niezależny (serwisowany przez EPEX SPOT) Brak decyzji politycznych UE w zakresie połączenia z MRC
Nowy region kalkulacji zdolności przesyłowych w Europie (Projekt CORE) Zgodnie z decyzją ACER opublikowaną w dniu 17 listopada 2016 utworzony został wspólny region kalkulacji zdolności przesyłowych pod nazwą CORE obejmujący 13 krajów: FR, BE, NL, LU, DE, PL, CZ, AT, SK, HU, SI, HR i RO. W regionie CORE wdrażany będzie wspólny model kalkulacji zdolności przesyłowych w oparciu o metodologię Flow Based Allocation. Planowany termin wdrożenia Market Coupling w modelu PCR w regionie CORE to 4 kw. 2020 roku.
Harmonogram projektu PCR (SDAC) na rynku europejskim Umowy dla RDN: Maj 2018: konsultacje umowy ANDOA (tylko NEMO) oraz DAOA (NEMO i Operatorzy); Czerwiec 2018: finalizacja umowy operacyjnej DAOA; Czerwiec/lipiec 2018: podpisywanie umów. Systemy: Maj/lipiec 2018: testy akceptacyjne Euphemii 10.3 i PMB (dla rozwiązań MNA); Lipiec/sierpień 2018: testy lokalne (wg. harmonogramu poszczególnych rynków); Październik 2018: uruchomienie Euphemii 10.3 i PMB (dla rozwiązań MNA) na rynku europejskim.
Maksymalne i minimalne ceny rozliczeniowe dla Rynku Dnia Następnego - SDAC Zgodnie z decyzją ACER nr 04/2017 z dnia 14 listopada 2017 zharmonizowane ceny rozliczeniowe dla Rynku Dnia Następnego SDAC zostały ustalone na poziomach: Maksymalna cena rozliczeniowa + 3000 EUR/MWh Minimalna cena rozliczeniowa 500 EUR/MWh Zharmonizowana maksymalna cena rozliczeniowa dla Rynku Dnia Następnego SDAC będzie podwyższana zgodnie z poniższymi zasadami: Zharmonizowana maksymalna cena rozliczeniowa będzie podwyższona o 1000 EUR/MWh w przypadku gdy cena rozliczeniowa przekroczy wartość 60% zharmonizowanej maksymalnej ceny rozliczeniowej w co najmniej jednym okresie rozliczeniowym w ciągu dnia, w pojedynczej strefie cenowej lub w wielu strefach cenowych; Tak podwyższona zharmonizowana maksymalna cena rozliczeniowa obowiązywać będzie we wszystkich strefach cenowych uczestniczących w SDAC po pięciu tygodniach, począwszy od dnia w którym to przekroczenie miało miejsce; Kryterium kolejnego podwyższenia zharmonizowanej maksymalnej ceny rozliczeniowej, opisane powyżej będzie miało zastosowanie do każdego kolejnego przypadku przekroczenia przez cenę rozliczeniową poziomu 60% wartości zharmonizowanej maksymalnej ceny rozliczeniowej (poprzednio podwyższonej). Wszyscy NEMO opublikują w transparentny sposób zmienioną zharmonizowaną maksymalną cenę rozliczeniową dla Rynku Dnia Następnego SDAC co najmniej na 4 tygodnie przed datą jej wdrożenia i obowiązywania.
Projekt XBID na europejskim Rynku Dnia Bieżącego - SIDC
Harmonogram projektu XBID (SIDC) Międzynarodowy harmonogram projektu XBID: Koniec maja 2018: podpisanie umów IDOA i ANIDOA przez wszystkich obecnych i przyszłych uczestników jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego, w tym TGE; 13.06.2018: pierwszy dzień handlowy na europejskim rynku dnia bieżącego z wykorzystaniem systemu XBID; W drugiej połowie 2018 roku: przygotowania zmodyfikowanej wersji XBID 2.0; Q2/2019: Druga fala rozszerzenia XBID uruchomienie XBID na granicach Polski z Litwą i Szwecją w ramach tzw. LIP 16. Ostateczna data zależy od daty wdrożenia XBID 2.0. Zobowiązania po stronie TGE: Podpisanie umów IDOA (NEMO i Operatorzy) i ANIDOA (tylko NEMO): rozpoczęto proces podpisywania, który ma się zakończyć do końca maja 2018; Rozwiązania informatyczne: trwają prace związane z lokalnym systemem notującym (LTS) dla TGE; Umowy techniczne: TGE musi podpisać umowę z firmą COLT dla zapewnienia łącza MPLS oraz umowę serwisową XBID z Deutsche Boerse AG; Uczestnictwo w projekcie XBID: wraz z podpisaniem umów IDOA i ANIDOA, TGE stanie się pełnoprawnym członkiem tego projektu.
Maksymalne i minimalne ceny rozliczeniowe dla Rynku Dnia Bieżącego - SIDC Zgodnie z decyzją ACER nr 05/2017 z dnia 14 listopada 2017 zharmonizowane ceny rozliczeniowe dla Rynku Dnia Bieżącego SIDC zostały ustalone na poziomach: Maksymalna cena rozliczeniowa + 9999 EUR/MWh Minimalna cena rozliczeniowa - 9999 EUR/MWh Zharmonizowana maksymalna cena rozliczeniowa dla Rynku Dnia Bieżącego SIDC będzie zmieniana w przypadku, gdy zharmonizowana maksymalna cena rozliczeniowa dla Rynku Dnia Następnego SDAC zostanie podniesiona powyżej ustalonego poziomu maksymalnej ceny rozliczeniowej dla Rynku Dnia Bieżącego SIDC. W takim przypadku zharmonizowana maksymalna cena rozliczeniowa dla Rynku Dnia Bieżącego zostanie zrównana z podwyższoną zharmonizowaną maksymalna ceną rozliczeniową dla Rynku Dnia Następnego. Każda taka zmiana będzie wprowadzona w tym samym czasie. Wszyscy NEMO opublikują w transparentny sposób zmienioną zharmonizowaną maksymalną cenę rozliczeniową dla Rynku Dnia Bieżącego SIDC co najmniej na 4 tygodnie przed datą jej wdrożenia i obowiązywania.
Otwarcie i zamknięcie bramki czasowej na Rynku Dnia Bieżącego - SIDC W dniu 24.04.2018 ACER wydał decyzję nr 04/2018, będącą odpowiedzią na wspólny wniosek wszystkich OSP, dotyczący otwarcia i zamknięcia bramek czasowych na międzystrefowym rynku dnia bieżącego. Zgodnie z tą decyzją począwszy od 1 stycznia 2019 bramka czasowa na międzystrefowym rynku dnia bieżącego będzie: otwarta od godziny 15:00 czasu rynkowego w dniu poprzednim; zamknięta na 60 minut (30 minut dla granicy Estonia - Finlandia) przed rozpoczęciem rynkowego okresu dostawy. W okresie do 1 stycznia 2021 zamknięcie bramki czasowej będzie się odnosiło do rynkowego okresu dostawy rozumianego jako godzina zegarowa (a nie jako odpowiedni okres czasowy na danym rynku dnia bieżącego)
Uwarunkowania prawne funkcjonowania NEMO W dniu 14 sierpnia 2015 r. weszło w życie Rozporządzenie Komisji Europejskiej (UE) 2015/1222 ( z dnia 24 lipca 2015r.) dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (ang. CACM). Zgodnie z Rozporządzeniem CACM, kraje członkowskie (urzędy regulacji) miały potwierdzić przed wejściem Rozporządzenia CACM w życie, czy zdecydowały się na model monopolu, czy konkurencji w zakresie funkcjonowania NEMO oraz do dnia 14 grudnia 2015 r. wyznaczyć w każdej strefie cenowej co najmniej jedną giełdę energii na operatora NEMO. Podstawowe obowiązki NEMO: Realizacja funkcji operatora łączenia rynków (Market Coupling Operator - MCO), czyli prowadzenie operacji rynku trans-granicznego; Działanie w charakterze kontrahentów centralnych (CCP) do celów rozliczeń i rozrachunku; Koordynacja wraz z OSP mechanizmów działania więcej niż jednego NEMO w ramach obszaru rynkowego (Multi-NEMO Arrangements) i łączenia rynków; Współpraca z innymi NEMO pełniącymi funkcje MCO, której zakres jest ograniczony do minimum niezbędnego w celu efektywnego i bezpiecznego projektowania oraz implementacji i funkcjonowania połączonych rynków; NEMO działający w warunkach konkurencji wykonują swoje obowiązki w sposób sprawiedliwy i niedyskryminujący żadnego z nich.
Decyzje o nominacjach NEMO: kraje monopolu i kraje konkurencji NEMO
Kraje z nominacją NEMO dla giełdy NORD POOL
Kraje z nominacją NEMO dla giełdy EPEX SPOT
Harmonogram projektu MNA Maj 2018: projekt zmian w IRiESP, zgłoszony przez PSE; Maj/czerwiec 2018: Przygotowanie procedur MNA dla rynku polskiego; Lipiec/sierpień 2018: Projekty umów operatorskich i umów NEMO; Październik 2018: Podpisanie umów operatorskich; Listopad 2018: Podpisanie umów NEMO; Q3/4 2018: Testy z wykorzystaniem systemu Euphemia 10.3, który obecnie jest opracowywany na potrzeby MNA; Grudzień 2018: koniec testów; Styczeń 2019: gotowość do uruchomienia funkcjonalności MNA. Uwaga: MNA na rynku polskim dotyczy jedynie połączeń z Litwą i Szwecją w ramach RDN
Schemat działania modelu Multi-NEMO na rynku dnia następnego energii elektrycznej NEMO 1 PSE NEMO 1 UCZESTNICY RYNKU NEMO 2 PCR EUPHEMIA NEMO 2 PSE UCZESTNICY RYNKU NEMO 3 NEMO 3 INTERNET MEDIA 1. Uczestnicy rynku dokonują wyboru platformy obrotu NEMO dla złożenia zleceń i przesyłają swoje oferty zakupu/ sprzedaży energii. 2. NEMO przekazują anonimowo otrzymane oferty zakupu/ sprzedaży energii do algorytmu obliczeniowego EUPHEMIA, w modelu PCR. 3. PSE i pozostali OSP informują o wspólnie uzgodnionych, dostępnych międzystrefowych zdolnościach przesyłowych dla obrotu giełdowego. 4. Algorytm automatycznie ustala jedną cenę dla każdej godziny doby w ramach każdej strefy cenowej z wykorzystaniem dostępnych międzystrefowych zdolności przesyłowych. 5. NEMO są informowani o cenach i zawartych transakcjach (transgranicznych, między NEMO oraz pomiędzy uczestnikami rynku każdego z NEMO). 6. NEMO przekazują do wiadomości publicznej ceny i alokowane zdolności przesyłowe (przepływy), informują indywidualnie uczestników rynku o zawartych transakcjach oraz przesyłają do PSE grafiki zakupu i sprzedaży energii poszczególnych uczestników. UWAGA: uczestnicy rynku nie są informowani o tym skąd pochodzi i do kogo trafia zakontraktowana energia 16
Ograniczenia w odniesieniu do zagranicznych NEMO działających w Polsce Zagraniczna giełda energii posiadająca status NEMO na rynku polskim, ale nie posiadająca statusu giełdy towarowej w rozumieniu polskiej ustawy o giełdach towarowych lub rynku regulowanego w rozumieniu ustawy o obrocie, nie będzie mogła prowadzić: publicznego obrotu kontraktami terminowymi (rynek terminowy); rejestrów świadectw i gwarancji pochodzenia; obrotu energią elektryczną i gazem kwalifikowaną do realizacji obliga giełdowego.
Konkurencja pomiędzy NEMO działającymi w Polsce Konkurencja pomiędzy NEMO działającymi w Polsce na rynku spot energii elektrycznej (TGE, EPEX SPOT, NORD POOL) dotyczyć będzie podstawowo: obszaru technicznego - czyli systemów informatycznych używanych do notowania poszczególnych instrumentów handlowych oraz do rozliczeń zawartych transakcji w tym obszarze wszyscy NEMO oferują systemy informatyczne wysokiej jakości dostarczone przez renomowanych dostawców; obszaru handlowego - czyli pobieranych opłat członkowskich, transakcyjnych, za dostęp do systemu oraz opłat rozliczeniowych w tym obszarze opłaty pobierane przez TGE/IRGIT są 3-4 krotnie niższe w stosunku do opłat pobieranych obecnie przez naszych konkurentów (EPEX SPOT i NORD POOL) na ich rodzimych rynkach. Zaoferowanie przez naszych konkurentów na rynku polskim opłat dumpingowych spotka się z natychmiastową reakcją TGE w postaci wniosku skierowanego do odpowiednich instytucji nadzorczych. Należy sobie również zdawać sprawę z tego, że jednoczesne korzystanie przez uczestnika rynku z usług więcej niż jednego NEMO to zwiększone skomplikowanie techniczne oraz znaczące podwyższenie kosztów działania wynikające ze zdublowania części opłat oraz wyższych kosztów zabezpieczeń finansowych utrzymywanych w więcej niż jednej izbie rozliczeniowej bez możliwości ich wzajemnej kompensacji.
Ceny energii na RDN wybranych giełd w Europie w okresie marzec maj 2018
Notowania rocznych kontraktów bazowych na wybranych giełdach europejskich w okresie styczeń maj 2018
Przepływy energii w ramach market coupling w 2016 roku zagregowane dla poszczególnych godzin doby
Przepływy energii w ramach market coupling w 2017 roku zagregowane dla poszczególnych godzin doby Wzrost importu r/r o 1 007 099 MWh Wzrost eksportu r/r o 36 204 MWh
Dziękuję za uwagę Kontakt E-mail: jacek.brandt@tge.pl Telefon: (22) 341 99 19