Planowane regulacje na rynku energii w Unii Europejskiej Jacek Brandt Towarowa Giełda Energii S.A. 1. Wstęp W drugiej połowie lat 1980. została zapoczątkowana reforma rynków energii elektrycznej w Europie. Wiązała się z tym zmiana organizacji sektorów elektroenergetyki, zasad obrotu energią elektryczną, rozwój mechanizmów konkurencji oraz deregulacja i prywatyzacja pionowo zintegrowanych firm energetycznych, zajmujących do tej pory monopolistyczną pozycję na rynku. Spowodowało to rozwój rynków fizycznych i finansowych, oferujących możliwość handlu energią elektryczną, ale też finansowymi instrumentami pochodnymi, jak kontrakty futures i opcje. Większego znaczenia zaczęła nabierać standaryzacja kontraktów z faktyczną dostawą, jak też finansowych, i same miejsca ich zawierania, czyli giełdy energii. Podstawowymi cechami rynków energii przed deregulacją były: podaż energii jako usługa publiczna, długoterminowe planowanie, monopol firm energetycznych, kontrola państwa nad sektorem energetycznym, transakcje bilateralne w handlu energią, kontrakty długoterminowe na budowę nowych mocy, racjonowanie energii w sytuacjach niedoboru, polityczne decyzje cenowe i korzyści socjalne dla pracowników energetyki. Deregulacja spowodowała nadanie rynkom energii nowych cech: wprowadzenie mechanizmów rynkowych, energia elektryczna stała się towarem rynkowym, został wykreowany popyt na energię, wprowadzono konkurencję między wytwórcami energii oraz między sprzedawcami energii do odbiorców końcowych, pośrednictwo handlowe w obrocie energią, anonimowy handel multilateralny na giełdach energii, elastyczność cenową energii, giełdowe ceny równowagi, finansowe kontrakty terminowe jako mechanizm zarządzania ryzykiem związanym ze zmiennością cen energii. Postępy w reformach rynkowych w energetyce były zróżnicowane w poszczególnych krajach europejskich. Znaczące postępy zanotowały w zasadzie tylko kraje skandynawskie i Wielka Brytania. Przełom nastąpił dopiero w połowie 1996 roku, gdy ministrowie odpowiedzialni za energetykę w krajach Unii Europejskiej uzgodnili tekst dyrektywy o wewnętrznym rynku energii (Dyrektywa 96/92/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 19 grudnia 1996 r. dotycząca wspólnych zasad dla wewnętrznego rynku energii elektrycznej). W 2003 r. ta dyrektywa została zastąpiona nową 124
dyrektywą 2003/54/WE, która obowiązywała do czasu wprowadzenia tzw. trzeciego pakietu legislacyjnego w połowie 2009 r. 2. Aktualne otoczenie prawno-regulacyjne Trzeci pakiet legislacyjny przyjęty przez Komisję Europejską ma zapewnić wszystkim obywatelom Unii Europejskiej liczne korzyści wynikające z wprowadzenia w pełni konkurencyjnego rynku energii w Europie. Możliwość wyboru dostawcy energii przez konsumentów, uczciwsze ceny energii, czystsza energia oraz bezpieczeństwo dostaw to kluczowe cele stanowiące sedno trzeciego pakietu legislacyjnego przyjętego przez Komisję Europejską w dniu 19 września 2007 r. Aby osiągnąć wyżej wymienione cele Komisja Europejska zaproponowała: oddzielenie produkcji energii i jej dostawy handlowej od sieci przesyłowych, wprowadzenie transgranicznego handlu energią, zwiększenie efektywności działania narodowych regulatorów, promowanie współpracy transgranicznej i związanych z nią inwestycji, zwiększenie transparentności rynku w odniesieniu do operacji sieciowych i dostawy energii, zwiększenie solidarności pomiędzy krajami członkowskimi Unii Europejskiej. Efektem wdrażania trzeciego pakietu legislacyjnego są następujące dokumenty prawne: Regulacja EC nr 713/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady Europy z 13 lipca 2009 r. ustanawiająca Agencję ds. Współpracy Regulatorów Energii (ACER). Regulacja EC nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady Europy z 13 lipca 2009 r. o warunkach dostępu do sieci związanych z transgraniczną wymianą energii elektrycznej i uchylająca Regulację EC nr 1228/2003. Regulacja EC nr 715/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady Europy z 13 lipca 2009 r. o warunkach dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylająca Regulację EC nr 1775/2005. Dyrektywa 2009/72/EC Parlamentu Europejskiego i Rady Europy z 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad dla wewnętrznego rynku energii elektrycznej i uchylająca Dyrektywę 2003/54/EC. Dyrektywa 2009/73/EC Parlamentu Europejskiego i Rady Europy z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad dla wewnętrznego rynku gazu ziemnego i uchylająca Dyrektywę 2003/55/EC. Wszystkie istotne kwestie związane z wdrażaniem trzeciego pakietu legislacyjnego są przedmiotem wielostronnych dyskusji na powołanych przez Komisję Europejską forach: Electricity Regulatory Forum, zwanym też Forum Florenckim (działającym od 1998 r.) oraz Gas Regulatory Forum, zwanym Forum Madryckim (od 1999 r.). Forum Florenckie i Forum Madryckie zrzeszają przedstawicieli: Komisji Europejskiej, rządów krajów UE, narodowych urzędów regulacji, operatorów systemów przesyłowych elektroenergetycznych i gazowych, giełd energii, spółek handlujących energią elektryczną i gazem, konsumentów energii elektrycznej i gazu, użytkowników sieci elektroenergetycznych i gazowych. Najważniejsze ustalenia z XVII (10-11 grudnia 2009 r.), XVIII (10-11 czerwca 2010 r.) i XIX (13-14 grudnia 2010 r.) Forum Florenckiego w zakresie tworzenia wspólnego, europejskiego rynku energii elektrycznej są następujące: Zaakceptowany został raport ERGEG Studium Inicjatyw Regionalnych opisujący działania urzędów regulacyjnych energetyki w zakresie integracji europejskiego rynku energii elektrycznej, wraz ze wskazaniami przyszłych działań, w szczególności związanych z powstaniem giełd energii we wszystkich krajach Unii Europejskiej i ich szybkim rozwojem, tak aby płynne rynki spotowe umożliwiły wdrożenie mechanizmu market coupling na wszystkich połączeniach transgranicznych. Zaakceptowano model docelowego, europejskiego rynku energii elektrycznej wraz ze wstępną mapą drogową wdrożenia wspólnego rynku we wszystkich krajach Unii Europejskiej do 2015 r. Zaakceptowano raport ERGEG nt. stanu prac dotyczących ramowych wytycznych w zakresie alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Zaakceptowano trwające prace wdrożeniowe realizowane przez ENTSO-E i Europex w zakresie market coupling na rynkach dnia następnego krajowych giełd energii, włączając w to projekty CWE/ITVC NWE oraz PCR. nr 3 (9) 2011 125
Forum Florenckie zaakceptowało plan prac na 2011 r. i wstępną propozycję priorytetów zgłoszonych przez Komisję Europejską na 2012 r. w zakresie wytycznych ramowych i kodów sieciowych. Priorytety na 2011 r. to: bilansowanie, połączenia sieciowe, alokacja zdolności przesyłowych, zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi, prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego. Priorytety na 2012 r. to: taryfy sieciowe, zachęty dla zwiększenia handlu transgranicznego, a także dla inwestycji operatorów systemów przesyłowych. Zaakceptowano trzy projekty wdrożeniowe: 1. Europejską koncepcję wyznaczania transgranicznych zdolności przesyłowych w oparciu o wspólny model sieci i przepływy energii. 2. Docelowy model rynku dnia bieżącego wraz ze sposobami jego wdrożenia. 3. Ramowe założenia dla market coupling w odniesieniu do rynków dnia następnego będące podstawą wdrożenia wspólnego, europejskiego market coupling pomiędzy poszczególnymi krajami Unii Europejskiej do 2015 r. przy zastosowaniu metodologii price-coupling. Mechanizm market coupling na stałoprądowym połączeniu kablowym Swe-Pol Link, wdrożony w połowie grudnia 2010 r. przez TGE SA wspólnie z Nordpool Spot, jest pierwszym krokiem wykonanym przez TGE SA w ramach unijnego projektu budowy wspólnego, europejskiego rynku energii elektrycznej. W zakresie rynku gazu istotne są ustalenia z ostatniego XVIII Forum Madryckiego, które odbyło się w dniach 27-28 września 2010 r.: Forum powierzyło Komisji Europejskiej i regulatorom zadanie ścisłej współpracy z operatorami gazowych systemów przesyłowych oraz pozostałymi uczestnikami rynków gazu, wzajemnej interakcji i współzależności pomiędzy wszystkimi istotnymi obszarami dla potrzeb stworzenia kodeksów sieciowych i zainicjowania procesu ustanowienia modelu wspólnego rynku gazu. W zakresie inwestycji infrastrukturalnych Forum zaakceptowało studium wykonane przez ERGEG w oparciu o modelowe analizy projektów infrastrukturalnych i integrację rynków gazu w Europie ze szczególnym ukierunkowaniem na bezpieczeństwo dostaw gazu. Forum zaakceptowało rekomendacje zgłoszone przez ERGEG w związku z pierwszym 10-letnim Planem Rozwoju Sieci Gazowych przygotowanym przez ENTSO-G. Forum powierzyło ERGEG przeanalizowanie, w jaki sposób jest możliwe wdrożenie jednolitego mechanizmu rynkowej alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych gazu bez potrzeby podejmowania dodatkowych decyzji przez narodowych regulatorów. Forum stwierdziło, że elastyczny dostęp do terminali regazyfikacyjnych LNG jest ważnym warunkiem wstępnym do wdrożenia konkurencji na europejskim i światowym rynku LNG. Ustalono, że ERGEG przeprowadzi konsultacje w zakresie zasadności opracowania szczegółowych wytycznych dla LNG i przedstawi raport z tych konsultacji na następnym posiedzeniu Forum. Forum powierzyło ERGEG opracowanie szczegółowych zasad bilansowania w zakresie docelowych ramowych wytycznych dla tego obszaru działalności. Forum podkreśliło, że ramowe wytyczne powinny być podstawą do opracowania przyszłych kodeksów sieciowych w zakresie bilansowania w oparciu o mechanizmy rynkowe oraz do wzmocnienia transgranicznego handlu gazem, a także tworzenia transgranicznych stref bilansowania. 3. Rozwiązania szczegółowe W zakresie wyznaczania wielkości transgranicznych zdolności przesyłowych zaakceptowane zostały dwie metodologie: ATC (Available Transfer Capacity) i FBA (Flow-Based Approach). Metodologia ATC jest oparta na zasadzie oszacowania i zdefiniowania ex-ante pewnego poziomu maksymalnych handlowych zdolności wymiany na każdej elektrycznej granicy systemów. Jest to dokonywane przez porównanie rosnących poziomów wymiany handlowej w fizycznej sieci i akceptowanego poziomu wymiany bez naruszenia ustalonych maksymalnych limitów bezpieczeństwa. Metodologia FBA jest bardziej zbliżona do zasad fizyki. Jej wyniki wyznaczają fizyczne rezerwy kluczowych elementów sieci i współczynniki wpływu. Metodologia ta umożliwia określenie współzależności wszystkich rozpływów mocy w sieci oczkowej przy użyciu tzw. PTDF (power transfer distribution factor), które wyznaczają wpływ każdego przepływu pomiędzy strefami na poszczególne elementy 126
sieci. Metodologia FBA jest stosowana do przepływów wewnątrz każdego rozpatrywanego obszaru z występującymi sieciowymi ograniczeniami. Główne rekomendacje odnośnie stosowania poszczególnych metodologii są następujące: Dla Rynku Dnia Następnego zalecana jest metodologia FBA. Metodologia ATC może być stosowana na granicy, gdzie przepływy transgraniczne tylko w niewielkim stopniu są uzależnione od przepływów w strefach cenowych nie leżących bezpośrednio przy tej granicy. Dla rynków długoterminowych obydwie metodologie mogą być stosowane. ENTSO-E będzie odpowiedzialne za utworzenie, obsługę i utrzymanie centralnej platformy informacyjnej, na której będą zbierane dane wejściowe dla potrzeb wyznaczania wielkości dostępnych transgranicznych zdolności przesyłowych oraz publikowane wyniki tych kalkulacji dla uczestników rynku. Kluczowym elementem integracji krajowych rynków energii w jeden wspólny, europejski rynek energii jest mechanizm market coupling łączący Rynki Dnia Następnego giełd energii w krajach członkowskich Unii Europejskiej. W ramach tego mechanizmu krajowe giełdy energii oprócz swoich podstawowych usług rynkowych, jak: wyznaczenie cen energii, anonimowość zawieranych transakcji czy bezpieczeństwo finansowe świadczą także usługę dodatkową w postaci efektywnej alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych. Realizacja alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych w ramach implicit auction wiąże się ze ścisłym rozdzieleniem funkcji spełnianych przez giełdy energii i przez operatorów systemów przesyłowych. Giełdom energii przypisane są następujące funkcje: Wyznaczenie cen energii obejmujące: zbieranie zleceń kupna i sprzedaży od swoich członków; kojarzenie zleceń kupna i sprzedaży w celu cenowego zbilansowania podaży z popytem zgodnie z zastosowanym algorytmem; zawarcie transakcji pomiędzy członkami giełdy i przypisanie do każdej transakcji odpowiedniej ilości energii w formie grafiku handlowego. Publikacja wyznaczonych cen energii. Rozliczenie zawartych transakcji: realizacja płatności od kupujących i do sprzedających wynikających z zawartych transakcji; dostarczenie do OSP danych o ilości zakupionej i sprzedanej energii przez poszczególnych członków giełdy. Operatorzy systemów przesyłowych wykonują następujące funkcje: Prowadzenie ruchu wysokonapięciowej sieci przesyłowej, gdzie podstawowym celem jest zapewnienie równowagi pomiędzy energią wpływającą a wypływającą z tej sieci. Niezbędny rozwój sieci przesyłowej. Utrzymanie długoterminowej zdolności sieci przesyłowej do dostarczania energii. Zarządzanie i rozwój połączeń transgranicznych z innymi systemami. Operatorzy systemów przesyłowych i giełdy energii pełnią komplementarne role na rynku energii. Dobra współpraca pomiędzy tymi podmiotami ma kluczowe znaczenie dla integracji europejskiego rynku energii z uwagi na ich ważne funkcje w procesie optymalnego wykorzystania połączeń transgranicznych. Docelowym modelem rynkowym dla alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych w ramach Rynku Dnia Bieżącego jest niejawna alokacja ciągła (implicit continuous allocation). Model ten będzie oparty o wspólną książkę zleceń (Shared Order Book SOB), wdrażaną przez giełdy energii, i moduł zarządzania zdolnościami przesyłowymi (Capacity Management Module CMM), wdrażany przez operatorów systemów przesyłowych. Giełdy energii i operatorzy systemów przesyłowych mają zapewnić niezbędne narzędzia do wzajemnej komunikacji pomiędzy SOB a CMM. W ramach swoich funkcjonalności docelowy model dla Rynku Dnia Bieżącego musi zapewnić także realizację zleceń blokowych. Uniwersalny algorytm zastosowany we wspólnej książce zleceń ma zagwarantować wzajemne kojarzenie składanych zleceń w formie notowań ciągłych. Algorytm będzie kojarzył zlecenia ze wszystkich krajowych giełd energii z uwzględnieniem bieżących danych o dostępnych zdolnościach przesyłowych na poszczególnych połączeniach transgranicznych. Transakcje OTC będą traktowane równorzędnie do transakcji giełdowych. Moduł zarządzania zdolnościami przesyłowymi ma za zadanie bieżącą aktualizację dostępnych zdolności przesyłowych na wszystkich połączeniach transgranicznych. W odniesieniu do Rynku Długoterminowego (Forward) jest rozwanr 3 (9) 2011 127
żane zastosowanie instrumentów rynkowych w postaci długoterminowych praw przesyłu, fizycznych lub finansowych, umożliwiających uczestnikom rynku energii zarządzanie długoterminowym ryzykiem handlowym związanym z kosztami ograniczeń sieciowych. Planowane jest stworzenie odpowiednich kodeksów alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami, zawierających zharmonizowany zbiór zasad dla połączeń transgranicznych, gdzie będą zastosowane fizyczne prawa przesyłu oraz zharmonizowany zbiór zasad dla połączeń transgranicznych, gdzie będą użyte finansowe prawa przesyłu. Fizyczne prawa przesyłowe będą uwarunkowane zasadą wykorzystaj lub sprzedaj, natomiast finansowe prawa przesyłowe będą występować jako opcja lub zobowiązanie. W odniesieniu do fizycznych praw przesyłu operatorzy systemów przesyłowych powinni podawać wartość finansową tych praw i określać ich wolumen. Kodeksy alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami mają narzucać operatorom systemów przesyłowych obowiązek publikacji z wyprzedzeniem przewidywanych wolumenów długoterminowych praw przesyłu na cały rok. Z kolei narodowe urzędy regulacji energetyki będą zobowiązane do przeglądu i zatwierdzania wolumenu rocznych praw przesyłu oraz ustalania zasad podziału całkowitych zdolności przesyłowych na różne okresy. 4. Podsumowanie Tzw. trzeci pakiet legislacyjny wszedł w życie 3 marca 2011 r. Przepisy rozporządzeń unijnych obowiązują kraje członkowskie bezpośrednio. Dla czystości krajowych rozwiązań prawnych niezbędne jest jak najszybsze ustawowe wzmocnienie roli Prezesa URE zgodnie z przepisami unijnymi. Wdrożenie zapowiadanych rozwiązań rynkowych wymaga w pierwszej kolejności opracowania dokumentów ogólnych w postaci wytycznych ramowych i kodeksów sieciowych dla każdego obszaru rynku. Kluczową rolę spełnia tu ACER (formalnie działający od 3 marca 2011 r.). Praktyczne działania w tym zakresie były dotąd prowadzone przez ERGEG i ENTSO-E oraz Komisję Europejską. Wdrażanie szczegółowych rozwiązań rynkowych to z kolei domena operatorów systemów przesyłowych i giełd energii. Materiał był prezentowany na sesji plenarnej XVII Konferencji Naukowo-Technicznej RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ, Kazimierz Dolny 9-12 maja 2011 r. Artykuł powstał na podstawie ostatnich prac Forum Florenckiego i Forum Madryckiego, a także ustaleń wypracowanych w ramach grup roboczych, składających się z przedstawicieli: ACER, CEER, ENTSO-E, ENTSO-G, Europex, EURE- LECTRIC, GEODE i innych oraz reprezentantów Komisji Europejskiej (brali udział w niektórych grupach). Mgr inż. Jacek Brandt jest absolwentem Wydziału Mechanicznego, Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej (1976 r.). Pracuje w Towarowej Giełdzie Energii SA od jej powstania w 1999 r., był Wiceprezesem Zarządu do 2008 r., a obecnie zajmuje stanowisko Dyrektora ds. Współpracy Międzynarodowej i Regulacji. W latach 1992-1999 był zatrudniony w PSE SA, najpierw w Dyrekcji Obrotu Energią Elektryczną, a następnie w Biurze Zarządu. 128