Co to jest Market Coupling?

Początki łączenia rynków sięgają 2006 r., gdy doszło do pierwszej międzynarodowej fuzji: Belgia, Francja i Holandia połączyły swoje rynki dnia następnego w celu optymalnego wykorzystania transgranicznych zdolności przesyłowych energii elektrycznej i zwiększenia płynności rynku. Niezbędne warunki zostały określone w rozporządzeniu WE nr 1228 z 2003 r. oraz w dyrektywie WE 2006/108/WE z 2006 r. Następnie, Niemcy i Luksemburg dołączyły do trójstronnego połączenia rynków (Trilateral Market Coupling - TLC) w 2010 r. i tym samym proces łączenia rynków w Europie Zachodniej (CWE) został zakończony. Do tej pory jest to największe połączenie europejskich giełd energii elektrycznej i operatorów systemów przesyłowych (OSP), którzy są członkami organizacji ENTSO.

Wszelkie decyzje dotyczące współpracy pomiędzy połączonymi rynkami energii tych państw podejmowane są przez tzw. „Pięciostronne Forum Energetyczne", w którym zasiadają ministrowie energii tych krajów. Jego celem jest dążenie do dalszej integracji rynków energii elektrycznej i rozwoju wspólnych strategii gwarantujących bezpieczeństwo energetyczne w Europie Środkowo-Zachodniej.

Z kolei na południu Europy w 2007r. miało miejsce dwustronne połączenie rynku pomiędzy Portugalią i Hiszpanią (SWE). To połączenie rynku hiszpańskiego i portugalskieo umożliwiło rynkom dnia następnego w tych krajach rozwój w kierunku zintegrowanego rynku zwanego MIBEL oraz wspólnej giełdy energii elektrycznej OMIE.

Jednocześnie, Skandynawia została połączona z zachodnioeuropejskim rynkiem energii elektrycznej przewodami podwodnymi: energia elektryczna przepływa od 2007 r. między Niemcami a Danią, a od 2011 r. między Holandią a Norwegią. Jednak ten system łączenia nie jest zbyt wydajny i dlatego został zaprojektowany jako rozwiązanie tymczasowe, jak sugeruje nazwa "Interim Tight Volume Coupling" - w skrócie ITVC. Dodatkowo, w 2012 roku zostało przekształcone połączenie stałoprądowege pomiędzy Polską a Szwecją w połączenie transgraniczne w pełni operatorskie.

W 2013 roku Austria dołączyła do grupy CWE i zaczęła łączyć swój rynek z innymi rynkami energii elektrycznej w Europie Zachodniej. Ponadto „Pięciostronne Forum Energetyczne” postanowiło przyjąć Austrię jako pełnoprawnego członka, a Szwajcarię jako obserwatora.

Za pomocą wprowadzonego w 2010 r. systemu Price Coupling of Regions (PCR) kraje europejskie wdrożyły w 2014 r. ogólnopolski system market coupling obejmujący łącznie 15 krajów europejskich, w tym kraje bałtyckie, Wielką Brytanię i Polskę, a także CWE i kraje skandynawskie. Państwa SWE dołączyły do tego zjednoczonego rynku państw Europy Północno-Zachodniej (NWE), powiększając tym samym jego obszar o Portugalię i Hiszpanię.

Ostatnia poważna zmiana nastąpiła w 2015 r.: Włochy zbudowały połączenia transgraniczne z Francją, Austrią i Słowenią. W lipcu 2016 r. udało się połączyć rynki Austrii i Słowenii. W związku z tym obszar ten, znany również pod nazwą Multi Regional Coupling (MRC), obejmuje obecnie 19 krajów europejskich. W 85 % kraje te pokrywają większość europejskiego zużycia energii elektrycznej.

Price Coupling of Regions (PCR) uznaje się za istotny krok w kierunku utworzenia jednolitego rynku energii elektrycznej. Siedem europejskich giełd energii elektrycznej (APX-ENDEX, Belpex, EPEX SPOT, GME, Nord Pool Spot, OMIE i OTE) opracowało wspólny system ustalania cen. Wspólnym celem giełd energii elektrycznej jest jak najefektywniejsze wyznaczanie końcowych cen energii elektrycznej i efektywne wykorzystanie transgranicznych mocy przesyłowych.

PCR opiera się na trzech założeniach:

Według EPEX-Spot - jednego z siedmiu inicjatorów PCR - kolejne europejskie giełdy energii, nieuczestniczące jeszcze w tym mechanizmie, mogą również dołączyć do rozwiązania PCR, aby zagwarantować większą skuteczność. Uczestnicy rynku mogą czerpać korzyści z handlu transgranicznego.

Pierwotnie transgraniczny handel energią elektryczną i konieczna alokacja zdolności przesyłowych stanowiły dwa odrębne rynki. Poprzez tzw. aukcje typu implicit, market coupling łączy uprzednio odrębne transakcje handlowe w zintegrowany rynek energii elektrycznej. Jak to dokładnie działa?

Wszyscy Operaorzy Systemów Przesyłowych (OSP) wysyłają swoje transgraniczne zdolności przesyłowe do Biura Market Coupling Office ((MCO)) - takiego jak dostawca usług współpracy operatorów systemów przesyłowych w zakresie bezpieczeństwa Transmission Security Cooperation (TSC). Jest to interfejs między OSP a giełdami energii elektrycznej. MCO centralnie i niezależnie reguluje wartości przepustowości połączeń. Pomiędzy OSP i MCO, zatwierdzanie wartości jest przeprowadzane na bieżąco w celu rejestrowania dokładnych transgranicznych zdolności przesyłowych. Dopiero wtedy MCO przekazuje wartości transgranicznych zdolności przesyłowych na wymianę energii elektrycznej pomiędzy poszczególnymi rynkami energii. Jednocześnie przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną składają swoje oferty. Rzeczywiste połączenie rynków jest następnie realizowane przez odpowiednie giełdy energii elektrycznej: rozliczają one podaż i popyt za pomocą algorytmu przyjętego przez wszystkich uczestników giełdy.

System leżący u podstaw łączenia rynków opiera się zatem na kilku mechanizmach kontrolnych mających na celu zapewnienie maksymalnej niezawodności.

Unia Europejska dąży do stworzenia ogólnoeuropejskiego rynku energii elektrycznej, na którym obszary rynkowe państw członkowskich są łączone poprzez Market Coupling w celu zapewnienia jak najbardziej skutecznego rynku energii elektrycznej. Każdy kraj członkowski Unii Europejskiej uczestniczący w market coupling musi zatem wyznaczyć jednego lub więcej tzw. nominowanych operatorów rynku energii elektrycznej ((NEMO) na każdy obszar ofertowy zgodnie z rozporządzeniem Komisji Europejskiej 2015/1222. Nominacja dokonywana jest przez krajowe organy nadzoru.

Nominowani operatorzy rynku energii elektrycznej (NEMO) muszą stworzyć bezpieczne działanie różnych mechanizmów łączenia rynków we wspólnej sieci europejskiej. Wraz z operatorami systemów przesyłowych (OSP), uczestnikami rynku energii elektrycznej i organami regulacyjnymi, ich zadaniem jest umożliwienie realizacji i sprawnego funkcjonowania unijnego rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Obejmuje to możliwie jak najlepsze zarządzanie i, wraz z OSP-ami, odpowiedni rozwój infrastruktury wspólnych sieci przesyłowych.

Członek NEMO jest zawsze operatorem rynku. Zazwyczaj jest to giełda energii elektrycznej, która przejmuje konkretne zadania w roli NEMO. Obecnie w Niemczech konkurują ze sobą trzy NEMO: EPEX Spot, austriacka EXAAA i norweska Nord Pool są odpowiedzialne za niemiecki obszar rynkowy. Z kolei w Polsce rolę NEMO sprawują Towarowa Giełda Energii S.A. (TGE), EXPEX SPOT SE oraz Nord Pool Spot AS, które zostały nominowane do tej roli przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Jak opisano powyżej, NEMO są operatorami rynkowymi na rynkach regionalnych lub krajowych i wraz z operatorami systemów przesyłowych i organami regulacyjnymi muszą wykonywać następujące zadania:

Z technicznego punktu widzenia, NEMO rozwijają i utrzymują algorytmy, systemy i procedury ujednoliconego rynku dnia następnego (Day-Ahead Market Coupling) oraz ujednoliconego rynku dnia bieżącego (Intraday Market Coupling ). Dodatkowo, przetwarzają dane wejściowe w celu zarządzania transgranicznymi zdolnościami przesyłowymi, a także zbierają, zatwierdzają i przekazują dane wygenerowane przez market coupling. NEMO mogą wybrac, czy przejmują odpowiedzialność za jednolity rynek dnia następnego i dnia bieżącego, czy też skupiają swoje działania tylo na jednym z tych dwóch rynków.

Działania NEMO obejmują również wiele innych zadań, które zostały szczegółowo opisane w art. 7 rozporządzenia UE 2015/1222. Zasadniczo jednak można stwierdzić, że NEMO, jako główne instytucje odpowiedzialne za wspólny europejski rynek energii elektrycznej, zajmują niezwykle ważną pozycję w procesie łączenia rynków poprzez ciągłą wymianę z operatorami systemów przesyłowych i uczestnikami rynku.

20 maja 2015 r. państwa CWE wdrożyły w Europie Środkowo-Zachodniej tzw. flow-based market coupling (FBMC), którego stosowanie było dotychczas ograniczone do granic wewnętrznych CWE (D-NL, D-F, F-B, NL-B). FBMC przydziela zdolności przesyłowe częściowo w tym samym czasie co rozliczenia rynkowe na rynkach energii elektrycznej, co stanowi odejście od zwykłych dostępnych zdolności przesyłowych (ATC) z alokacją zdolności przesyłowych przed rozliczeniami rynkowymi. FBMC prowadzi do zwiększenia transgranicznej zdolności transportowej poprzez ściślejszą integrację alokacji zdolności przewozowych i działalności rynkowej.

Dodatkowo, planowane są dalsze optymalizacje, takie jak:

Niedawno opublikowany raport naukowców z KU Leuven w Belgii wezwał do przeprowadzenia analizy danych od czasu wprowadzenia FBMC. Ponadto, rekomenduje, by europejscy operatorzy systemów przesyłowych współpracowali ze sobą jeszcze ściślej, ponieważ pomimo starań na rzecz łączenia europejskich rynków energii, nadal występują rozbieżności na poyiomach lokalnych. Co więcej, zdaniem naukowców, należy ponownie rozważyć sposób połaczenia obszarów rynkowych. Market Coupling i ustalenie fundamentalnych sposobów obliczania transgranicznych zdolności przesyłowych nie są zatem zakończonym procesem, ale podlegają ciągłej optymalizacji.

Od 12 czerwca 2018 r. transgraniczny handel na rynku dnia bieżącego (intraday) jest możliwy w Unii Europejskiej pomiędzy Austrią, Belgią, Danią, Estonią, Finlandią, Francją, Niemcami, Łotwą, Litwą, Norwegią, Holandią, Portugalią, Hiszpanią, Szwecją, Estonią i Holandią. System ten, nazwany XBID, umożliwia łączenie ofert złożonych przez oferentów rynkowych z krajów uczestniczących oraz handel transgraniczny w ciągu dnia - pod warunkiem jednak, że dostępna jest wystarczająca przepustowość na połączeniach transgranicznych.

XBID opiera się na wspólnym systemie informatycznym składającym się ze wspólnej księgi zamówień (Shared-Order-Book SOB), modułu zarządzania przepustowością (Capacity Management Module CMM) oraz modułu wysyłkowego (Shipping Module SM). Wszyscy uczestnicy muszą przestrzegać tych standardów.
Celem projektu jest umożliwienie funkcjonowania zintegrowanego rynku dnia bieżącego zgodnie z celami UE, a przede wszystkim uczynienie go bardziej skutecznym i elastycznym. Dzięki XBID uczestnicy rynku mają możliwość szybszego bilansowania swoich grup bilansujących w całej Europie, co ma prowadzić do obniżenia kosztów energii bilansującej. W XBID zaangażowane są giełdy energii elektrycznej EPEX SPOT, GME, Nord Pool i OMIE oraz operatorzy systemów przesyłowych krajów uczestniczących.