Integrácia trhov s elektrinou v EÚ

ÚVODNÍ ČLÁNEK

Maratón integrácie trhov s elektrinou v EÚ – vieme kam smerujeme?

Mantru integrácie trhov s elektrinou a vytvorenia jednotného trhu v Európe si predstavitelia Únie a tiež samotné členské štáty vytrvalo opakujú minimálne poslednú dekádu. Čo však pojem integrácia trhu v praktickom prevedení znamená,  aký je status quo v EÚ a čo spôsobilo, že sa z cieľa vytvoriť jednotný trh s elektrinou stal dlhoročný maratón?

V prvom rade je však potrebné zodpovedať otázku ako trh s elektrinou vyzerá. Predstaviť si môžeme trhovisko, kde sú v rôznom čase obchodované rôzne typy produktov. Naprieč časovými rámcami teda hovoríme o rozličných modeloch obchodovania, špecifických technických riešeniach a tiež ponúkaných produktoch. Z hľadiska časového sledu je elektrina obchodovaná na dlhodobých trhoch, krátkodobých trhoch (denných a vnútrodenných) a tiež na špecifických trhoch s vyrovnávacou energiou a podpornými službami. Zároveň v každom z vyššie uvedených typov trhov prebieha v EÚ určitá forma harmonizácie a integrácie s cieľom vybudovať jednotný trh s elektrinou. 

Právny rámec integrácie trhu – ako implementovať premenlivý cieľ?

Obchodovanie s elektrickou energiou a trhy s elektrinou podliehajú na európskej úrovni rozsiahlej právnej úprave, ktorá je tvorená širokým súborom právnych predpisov a siaha až k základným dokumentom EÚ. Sú to práve špecifické nariadenia a sieťové predpisy , ktoré definujú cieľový model trhu a jasne vymedzujú modely pre obchodovanie s elektrinou v jednotlivých časových rámcoch. 

Európsky elektroenergetický sektor v roku 2019 aj napriek prebiehajúcej (a častokrát komplexnej) implementácii komponentov jednotného trhu, ktoré definujú metodiky vyplývajúce zo sieťových predpisov, ako aj sieťové predpisy samotné, prešiel novou legislatívnou úpravou, a to v podobe významného legislatívneho balíka „Clean Energy Package“ (ďalej CEP). Práve Nariadenie Európskeho parlamentu a Rady (EÚ) 2019/943 z 5. júna 2019 o vnútornom trhu s elektrinou nahrádza pôvodnú legislatívu Tretieho liberalizačného balíka z roku 2009 a zároveň upravuje a dopĺňa niektoré princípy definované Nariadením Komisie 2015/1222 z 24. júla 2015, ktorým sa stanovuje usmernenie pre prideľovanie kapacity a riadenie preťaženia (ďalej len “Nariadenie CACM”) a Nariadením Komisie (EÚ) 2016/1719 z 26. septembra 2016, ktorým sa stanovuje usmernenie pre prideľovanie dlhodobých kapacít (ďalej len “Nariadenie FCA”) zo vzťahu k dizajnu trhu s elektrinou. Tieto zmeny idú častokrát ruka v ruke s cieľmi v oblasti integrácie obnoviteľných zdrojov, ktoré by podľa CEP mali do roku 2030 tvoriť až 32% z celkového energetického mixu EÚ . Aj preto je jednou z priorít cieľového modelu trhu maximálne a čo najefektívnejšie využívanie dostupných cezhraničných prenosových kapacít, prideľovanie týchto kapacít prostredníctvom jedného mechanizmu, vytvorenie likvidných krátkodobých trhov s možnosťou hedgingu proti potenciálnej volatilite cien, ktoré by zároveň poskytovali realistické cenové signály trhu a tiež obchodovanie čo najbližšie reálnemu času. A teda vyvstáva otázka ako sa tieto ciele premietajú do reality? 

Dlhodobé integračné snahy a jasne definované mantinely cezhraničného obchodovania indikujú, že vytvorenie skutočne jednotného trhu s elektrinou je na dohľad. Je to však skutočne tak? Prihliadnuc k meniacemu a neustále sa vyvíjajúcemu legislatívnemu prostrediu európskeho energetického sektora je teda potrebné položiť si otázku aký je status integrácie trhov s elektrickou energiou a aké kroky/zmeny v najbližších rokoch čakajú prevádzkovateľov prenosových sústav, nominovaných operátov trhu a tiež účastníkov trhu. Keďže je práve denný trh v súčasnosti hlavným obchodným a cenotvorným miestom pre obchodovanie s elektrinou bude cieľom tejto diskusie pomenovať hlavné výzvy, aspekty a výhody, ktoré integrácia denných trhov prináša ako aj stav implementácie cieľového modelu pre denný trh v Európe.

Jednotný denný trh s elektrinou – tak blízko a predsa ďaleko?      

Z hľadiska integrácie krátkodobých trhov v Európe je tzv. bottom line prepájanie izolovaných trhov prostredníctvom implicitnej aukcie, alebo aj market coupling. Samotný proces market couplingu pozostáva z výpočtu, prideľovania cezhraničných prenosových kapacít a následných „post-couplingových“ aktivít, ktoré zabezpečujú bezpečný fyzický prenos zobchodovanej elektriny a finančné vyrovnanie. Práve proces prideľovania (alokácie) prenosových kapacít prebieha prostredníctvom mechanizmu, ktorý predstavuje jeden zo základných kameňov jednotného denného trhu – jedná sa o alokačný algoritmus EUPHEMIA. Tento dnes zabezpečuje obchodovanie elektriny na dennom trhu na väčšine hraníc ponukových oblastí v Európe. Znamená to teda, že keď využívame jednotný algoritmus existuje skutočne jeden denný trh naprieč Európou?

Opak je pravdou a mapu Európy ešte stále nie je možné vyfarbiť jednou farbou. Aj napriek prevádzke jedného výpočtového riešenia pre alokáciu prenosových kapacít a obchodovanie s elektrinou sú v Európe prevádzkované dve samostatné riešenia. Jedným z nich je tzv. Multi-regional coupling (MRC), ktoré vzniklo postupnou integráciou regionálnych a bilaterálnych iniciatív v roku 2014. Druhé prevádzkové riešenie vznikalo od roku 2009 prepájaním hraníc ponukových oblastí Českej republiky, Slovenska, Maďarska a Rumunska. Od roku 2014 teda prebieha štvorstranný market coupling medzi týmito štátmi nazývaný tiež 4M MC. Aj napriek tomu, že obe riešenia používajú rovnaký algoritmus na obchodovanie sú prevádzkované ako samostatné celky, keďže na vybraných hraniciach ponukových oblastí, ktoré sú akýmsi “mostom” medzi MRC a 4M MC prebieha obchodovanie na dennom trhu stále prostredníctvom explicitnej aukcie. Zároveň prebiehajú pre MRC a 4M MC dva samostatné výpočty s rozdielnou dennou uzávierkou trhov. Od roku 2019 sú obe tieto prevádzkové riešenia riadené jednotným zmluvným rámcom, čo možno vnímať ako prvý krok k plnej integrácii jednotného  denného trhu (Single day-ahead coupling). 

Čo teda bráni zlúčeniu dvoch prevádzkových riešení a  vytvoreniu skutočne jednotného denného trhu s elektrinou? 

Vstupom pre denný market coupling sú okrem objednávok účastníkov trhu aj cezhraničné prenosové kapacity. Práve spôsob výpočtu cezhraničných prenosových kapacít, ktorý je druhou rovinou fungujúceho jednotného trhu s elektrinou a následné prideľovanie prenosových kapacít upravuje nariadenie CACM. Tento výpočet má prebiehať koordinovane na úrovni regiónov pre výpočet kapacít. Z pohľadu integrácie 4MMC a MRC je významným faktorom práve zlúčenie ponukových oblastí 4M MC a vybraných ponukových oblastí MRC do jedného regiónu, tzv. CORE CCR, v ktorom by mal prebiehať  podľa cieľového modelu koordinovaný výpočet prenosových kapacít komplexnou metódou – tzv. metóda na báze toku alebo aj flow-based metóda. Tento spôsob výpočtu kapacít však nie je novinka, ktorú by prinieslo až nariadenie CACM, o jeho implementáciu sa prevádzkovatelia prenosových sústav z bývalého regiónu CEE pokúšali už od roku 2006, pričom sa nejednalo o právne záväzný parameter modelu denného trhu s elektrinou. Avšak s príchodom harmonizovaných pravidiel,  zmien zavádzaných európskou legislatívou bol flow-based prijatý ako cieľový model pre výpočet kapacít pre región CORE. Ukazuje sa, že jeho implementácia  je extrémne komplexná a očakávané spustenie tohto riešenia je oneskorené už niekoľko rokov. Ako je teda možné napĺňať základný prísľub európskej integrácie a síce umožniť účastníkom trhu obchodovanie v rámci  likvidného jednotného trhu? Je pritom z pohľadu obchodníkov skutočne nutné vyvíjať nové riešenie, ktoré z perspektívy trhu prinesie relatívne limitované benefity a vyžaduje zavádzanie komplexných podporných opatrení, aby bolo možné ponúkanú kapacitu skutočne zobchodovať  a zároveň udržať bezpečnú prevádzku sústavy? 

Aj z toho dôvodu prevádzkovatelia prenosových sústav a nominovaní operátori trhu zo 4MMC a vybraných štátov MRC za podpory príslušných národných regulačných úradov začali rozvíjať iniciatívu skoršieho prepojenia 4MMC a MRC. Táto myšlienka bola po neúspešnom pokuse v roku 2016 opätovne oživená v roku 2018. Cieľom tohto alternatívneho a dočasného riešenia je prepojenie 4M MC a MRC postupným zavedením implicitnej aukcie na vybraných hraniciach ponukových oblastí PL-DE, PL-CZ, PL-SK, CZ-DE, CZ-AT, HU-AT, plnou integráciou algoritmu EUPHEMIA, ako prvý krok k dosiahnutiu cieľového modelu. Z pohľadu výpočtu prenosových kapacít je toto riešenie jednoduchšie, keďže zachováva v súčasnosti využívanú metódu výpočtu na báze čistých prenosových kapacít a koordinácia prebieha bilaterálne na úrovni hraníc ponukových oblastí. Spoločný projekt DE-AT-PL-4MMC, ktorý slúži na prepojenie 4MMC a MRC prostredníctvom hraníc ponukových oblastí pritom prebieha paralelne s implementáciou cieľového riešenia v rámci projektov CORE CCR (projekt zameraný na vývoj samotného výpočtu kapacít) a CORE Flow-based Market Coupling (CORE FB MC). Toto prechodné riešenie by v prvom rade prinieslo výhody účastníkom trhu a zároveň by umožnilo postupný prechod od explicitnej aukcie až k zavedeniu komplexného výpočtu prenosových kapacít pre región CORE CCR. Čo je však v záujme obchodníkov a ostatných subjektov v Európe – skoršia integrácia dvoch prevádzkových celkov alebo rovno implementácia cieľového modelu? 

Ako už bolo spomenuté, s novým legislatívnym balíkom CEP došlo k zmene a doplneniu niektorých parametrov cieľového modelu trhu počas jeho implementácie. Jednou z takýchto zmien, ktorá by mala umožniť maximalizáciu potenciálu pre obchodovanie z pohľadu prenosových kapacít a má dopad na samotný výpočet kapacít je zavedenie tzv. 70% minRAM, ktorý prinieslo práve Nariadenie 2019/943. Tento koncept dáva povinnosť PPS poskytovať 70% technickej kapacity kritických prvkov sústavy pre medzioblastný obchod, pričom po uplynutí prechodného obdobia do roku 2025 je dosiahnutie tohto limitu záväzné pre všetkých prevádzkovateľov prenosových sústav. Budú PPS schopní dosiahnuť tieto limity? Môže práve metóda flow-based dopomôcť k naplneniu cieľa stanoveného Nariadením 2019/943? Základnou otázkou po rokoch skúseností s integráciou trhu je, či je možné skĺbiť všetky tieto aspekty do výsledného produktu, ktorý by zároveň napĺňal prisľúbené benefity pre účastníkov trhu a koncových užívateľov? Aké sú reakcie účastníkov trhu na stále meniace sa pravidlá a čo by bolo z ich pohľadu najoptimálnejšie riešenie?