Spis treści
Trochę historii
Integracja europejska zaczęła się wraz z utworzeniem EWG na mocy Traktatu założycielskiego, zwanego później TFUE (Traktatem o Funkcjonowaniu Unii Europejskiej). Zapisy tego Traktatu wskazywały, że jednym ze sposobów na budowę unijnej otwartej gospodarki rynkowej jest stworzenie jednolitego, zintegrowanego europejskiego wewnętrznego rynku energii elektrycznej we wszystkich państwach członkowskich. U podstaw leżało zmniejszenie ogólnych kosztów funkcjonowania sieci elektroenergetycznych i wykorzystanie w synergii w zakresie bezpieczeństwa dostaw.
Oczywiście handel prądem to nie do samo, co wysyłanie przez granice pociągów z węglem. Energia elektryczna wymaga sieci i dostosowanego do swej natury modelu handlu. Integracja oznacza więc z jednej strony ujednolicanie zasad rynkowych, z drugiej – takie łączenie i wykorzystanie sieci przesyłowych, aby minimalizować nie tylko bariery w swobodnej wymianie towarem, ale także bariery wejścia na rynek.
To jednak nie wszystko. Już w celu traktatowym pojawia się bowiem bezpieczeństwo dostaw. Integracja nie może więc narażać nikogo na uszczerbek w tym zakresie, nie może zagrozić prawidłowemu działaniu sieci, które są skomplikowanymi i delikatnymi mechanizmami. W praktyce więc integracja to żmudne i drobne kroczki, uzgadniane przez wszystkich ze wszystkimi, wykonywane po szczegółowych analizach i testach. Wszystko dlatego, aby optymalnie wykorzystać posiadane zasoby, a na końcu dać odbiorcy najlepszą możliwą cenę.
Liberalizacja i ujednolicanie
Lata 90. XX w. to pierwsze kroki na drodze do liberalizacji rynków energii i początek ich ujednolicania. W 1996 roku UE przyjęła fundamentalne zasady dotyczące dostępu do rynku energii, jego przejrzystości, regulacji, ochrony konsumentów, budowy interkonektorów – połączeń międzysystemowych, wreszcie rozdziału właścicielskiego, aby rozdzielić działalność handlową od sieciowej. Po to aby zapewnić odbiorcom rynkowe ceny dostaw.
Od tego czasu trwa długotrwały i mozolny proces budowy zintegrowanego rynku. Dość powiedzieć, że same rozdziały właścicielskie zajęły ponad 10 lat, a pod koniec pierwszej dekady XXI w. i tak okazało się, że wymiana między systemami poszczególnych państw nie jest znacząca, głównie z powodu braku wystarczającej liczby połączeń międzysystemowych i ich zdolności przesyłowych. Potem w proces integracji wpisano też cele polityki energetyczno-klimatycznej, co dodatkowo skomplikowało działania. Siłą rzeczy pojawiły się instytucje, koordynujące zarządzanie sieciami przez operatorów – ENTSO-E, koordynujące działania regulatorów poszczególnych krajowych rynków – ACER i inne, powoływane często do konkretnych zadań. Miało to na celu ujednolicenie tego co dzieje się w poszczególnych systemach przesyłowych i na krajowych rynkach. Integracja zakłada przecież wspólne reguły gry. A usuwanie najróżniejszych barier trwa po dziś dzień. W ostatnim raporcie z monitoringu rynku – za 2020 rok, ACER ciągle wskazuje na istniejące bariery jako główną przeszkodę dla swobodnego kształtowania się cen na łączących się rynkach.
– Zintegrowany i efektywnie działający wspólny rynek energii elektrycznej jest jednym z priorytetów polityki energetycznej całej Unii Europejskiej. Integralną częścią tego rynku są transgraniczne zdolności przesyłowe, determinujące możliwości wymiany energii elektrycznej między poszczególnymi krajami – mówi Konrad Purchała, dyrektor Departamentu Zarządzania Systemem w PSE.
Uczestnicy rynku
Z biegiem czasu w unijnych regulacjach dotyczących tzw. market design, giełdowy model rynku energii został wskazany za najlepszy, i dziś praktycznie jest powszechny. Łączenie rynku oznacza więc i integrację giełd, rozumianą też jako zwiększenie możliwości handlowania.
Jak już jednak wspomnieliśmy, od możliwości handlu ważniejsze jest bezpieczeństwo. Za nie odpowiadają operatorzy systemów przesyłowych, którzy pilnują zbilansowania i bezpiecznej pracy na swoim terenie. Najczęściej dany operator działa w jednym kraju, choć w przypadku Niemiec jest ich kilku, w tym jeden działający na terenie tego kraju i jednocześnie Niderlandów.
– Określanie technicznych możliwości wymiany leży w kompetencji operatorów systemów przesyłowych, podczas gdy ich wykorzystywanie w pełni podlega mechanizmom rynkowym. O kierunkach wymiany handlowej energii elektrycznej decydują więc relacje cenowe między poszczególnymi rynkami krajowymi – dodaje dyrektor Purchała.
Dzisiejsze obowiązki operatorów opisuje regulacja CACM (Capacity Allocation and Congestion Management), czyli ujednolicony mechanizm przydziału zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. W uproszczeniu CACM wskazuje jak można na danym rynku i obszarze handlować na rynkach spot: dnia bieżącego (Intraday) i dnia następnego (Day Ahead). Regulacja wyznacza reguły, doboru przez giełdy ofert dla handlu między obszarami handlowymi, uwzględniając przy tym dostępne międzyobszarowe zdolności przesyłowe. Dzięki temu na giełdach można zawrzeć jedynie transakcje, które są z punktu widzenia zdolności międzyobszarowych wykonalne.
Ale wraz z postępująca integracją rynków zmieniać musi się także metoda wyznaczania zdolności przesyłowych. Obecnie stosowana jest do tego metoda ATC (Available Transfer Capacity) polegająca na tym, że najpierw operatorzy sieci przesyłowych określają̨, jakie zdolności przesyłowe mogą̨ zapewnić́. Dopiero wówczas, na tej podstawie na giełdach przeprowadzane są odpowiednie rezerwacje zdolności i transakcje.
Następny krok – CORE FB
Największym ograniczeniem dotyczącym ATC jest opieranie się jedynie na przepływach energii między dwoma obszarami, ignorując wpływ, jak mają one na inne, połączone systemy. Na przykład wyznaczenie bardzo wysokich zdolności przesyłowych między pewnymi strefami ograniczy te zdolności na granicach innych, sąsiednich stref. Metoda jest więc nieefektywna przy prowadzeniu handlu na zintegrowanym rynku, z wieloma strefami, dla których granicy wyznacza się zdolności przesyłowego.
Z tego też powodu zostało zastosowane inne rozwiązanie oparte na metodzie FBA (Flow-Based Allocation). Projekt CORE Flow-Based Market Coupling (CORE FB MC) został wdrożony 8 czerwca br.
– FBA zapewnia większe bezpieczeństwo pracy sieci i pozwala kontrolować i koordynować przepływy. W efekcie można obniżyć marginesy bezpieczeństwa i udostępnić dla handlu większe zdolności przesyłowe. A większe zdolności to bardziej optymalne wykorzystanie tego co mamy, czyli jedno z podstawowych założeń integracji. Model, nazwany CORE FB umożliwia więc określanie zdolności przesyłowych w skali całych regionów, a nie tylko określonych stref. A to przekłada się na efektywne budowanie zintegrowanego rynku – wskazuje Piotr Listwoń, wiceprezes Zarządu Towarowej Giełdy Energii.
Rynki dnia bieżącego i następnego
Ogólną tendencją w kolejnych krokach integracji rynków jest zwiększanie możliwości handlowych, co z kolei wymaga coraz bliższej współpracy operatorów, wedle określonych regulacjami reguł. CACM pozwoliło na uzgodnienie i uruchomienie mechanizmów SDAC i SIDC – zwiększających zdolności transgranicznego handlu odpowiednio na rynkach dnia następnego i bieżącego. Więcej handlu na tych rynkach to wyraźny trend integracji. Rosnące znaczenie tych rynków ma związek z rosnącym udziałem źródeł odnawialnych, w dużej mierze zależących od pogody. Transakcje z krótkimi terminami dostaw pozwalają handlować energią, której wytworzenie da się zaprognozować z niewielkim wyprzedzeniem. Aby jednak obrót nią przebiegał sprawnie, pojawiła się instytucja NEMO – Nominated Electricity Market Operator, czyli nominowany operator rynku energii. Status taki od odpowiedniego regulatora otrzymuje podmiot, który zapewnia w sposób bezpieczny i transparentny działanie handlu Intraday i Day Ahead w ramach zintegrowanego rynku. Licencja NEMO oznacza, że prowadzony przez takiego operatora rynek daje gwarancję działania zgodnie z regulacjami. Status NEMO został nadany polskiej giełdzie przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2015 roku.
TGE w integracji
– Dla Towarowej Giełdy Energii udział w integracji był i jest celem strategicznym. Nasza aktywność wymagała ogromnego zaangażowania zarówno pod kątem formalnym, jak i technicznym. Proces budowy wspólnego rynku energii z naszym udziałem trwa od kilkunastu lat, a my do tej pory podejmujemy działania rozwojowe, których beneficjentami są uczestnicy rynku – dodaje Piotr Listwoń.
Kroków milowych w historii TGE w zakresie integracji rynków było wiele. W 2010 roku polska giełda umożliwiła transgraniczny handel energią dzięki połączeniu polskiego systemu ze Szwecją stałoprądowym kablem SwePol Link. W 2015 roku doszedł handel z Litwą przez uruchomione wtedy połączenie LitPol Link.
Dużym przełomem dla Towarowej Giełdy Energii było uzyskanie statusu NEMO w 2015 roku, który decyzją prezesa URE został przedłużony w 2019 roku.
W 2017 roku TGE rozpoczęła działalność na europejskim rynku Day Ahead w modelu SDAC jako pełnoprawna giełda-koordynator PCR oraz operator na europejskim rynku.
Kolejnym kluczowym etapem w integracji rynku było uruchomienie przez TGE w 2019 roku transgranicznego rynku Intraday SIDC w modelu XBID, który połączył krajowe rynki dnia bieżącego energii elektrycznej w ramach Unii Europejskiej i umożliwił ciągły handel transgraniczny pomiędzy podmiotami w większości krajów Europy
Przed rokiem w ramach SDAC ruszył projekt Interim Coupling – czyli rozszerzenie międzysystemowego handlu energią na TGE o nowe połączenia: z Niemcami, Czechami i Słowacją.
Każdy rok przynosi dla polskiej giełdy nowe możliwości handlu transgranicznego. CORE FB jest kolejnym rozdziałem na drodze łączenia rynków.
