Market Coupling – główny element wspólnego rynku energii w Europie

Budowa europejskiego rynku energii
Jacek Brandt
FORUM OBROTU
Stare Jabłonki, 09-11 czerwca 2014
Market Coupling – główny element wspólnego
rynku energii w Europie
•
•
•
•
•
2
W 2010 roku Forum Florenckie zaakceptowało mechanizm Market Coupling na Rynku
Dnia Następnego jako główny element wspólnego rynku energii w Europie
PCR (Price Coupling of Regions) zaprojektowany przez europejskie giełdy energii
został wybrany jako docelowy pan-Europejski model MC z terminem wdrożenia we
wszystkich krajach członkowskich UE do końca 2014 roku (?)
Począwszy od roku 2000 różne rozwiązania Market Coupling zostały wdrożone w
poszczególnych regionach Europy („market splitting” w regionie Nordic, trójstronne
MC w NL-BE-FR, MC w ES-PT, trójstronne MC w CZ-SK-HU, MC SE-PL, ITVC w regionie
NWE)
Wszystkie kraje członkowskie UE popierają wdrożenie MC jako podstawowego
mechanizmu rynkowego dla potrzeb trans-granicznego handlu na Rynku Dnia
Następnego
Jedyną grupą uczestników rynku niezbyt szczęśliwą z wprowadzania MC są traderzy,
gdyż ten mechanizm ogranicza możliwości trans-granicznego handlu kontraktami OTC
na Rynkach Dnia Następnego
Dlaczego wybrano mechanizm Market Coupling ?
•
•
•
•
•
•
3
Market Coupling jest najbardziej efektywnym i neutralnym narzędziem rynkowym
alokacji dostępnych trans-granicznych zdolności przesyłowych w ramach połączonych
Rynków Dnia Następnego
Wszyscy uczestnicy rynku osiągają korzyści z handlu trans-granicznego realizowanego
w ramach Market Coupling
Algorytm mechanizmu MC maksymalizuje łączne korzyści publiczne (social welfare)
dla uczestników rynku
Mechanizm MC jest ukierunkowany na wyrównywanie cen energii na połączonych
rynkach
Całkowity koszt implementacji mechanizmu MC według modelu PCR w regionie NWE
wyniósł ponad 11 mln Euro, a koszt implementacji PCR w całej Europie szacowany
jest wstępnie na 15-17 mln Euro (?)
Opracowania zlecone przez KE pokazują, że łączne publiczne korzyści z wdrożenia
PCR w skali całej Europy powinny kształtować się na poziomie między 2,5 a 4
miliardy Euro rocznie
Market Coupling – maksymalizacja „social
welfare” dla uczestników rynku
„Social welfare”
dla kupującego
Cena
energii
Dla pojedynczej strefy cenowej (rynku krajowego)
„social welfare” dla kupujących i sprzedających równa
się polu pomiędzy zagregowanymi krzywymi popytu i
podaży.
W mechanizmie MC pojawia się dodatkowy element
„social welfare” w postaci tzw. renty za ograniczenia
(„congestion rent”), którą otrzymują Operatorzy
Systemów Przesyłowych. Wartość renty za ograniczenia
równa się iloczynowi wolumenu wymiany transgranicznej i różnicy cen pomiędzy połączonymi rynkami.
MCP
„Social welfare”
dla sprzedającego
V
Wolumen
4
Efekty działania Market Coupling
Cena
energii
Zagregowana
Zagregowana krzywa podaży
krzywa popytu bez importu
Zagregowana
krzywa podaży
z importem
Efekt
zwiększenia
wolumenu
MCP 1
MCP 2
Efekt
zmniejszenia
ceny
Wolumen
5
Algorytm MC wykorzystuje wszystkie
oferty kupna i sprzedaży złożone przez
uczestników połączonych rynków w
celu wyznaczenia godzinowych cen
równowagi (Market Clearing Prices)
dla każdej strefy cenowej (rynku
krajowego).
Wdrożenie PCR w Europie
√
Region NWE – 4 luty 2014
√
Region SWE – 13 maja 2014
4M MC – listopad 2014
(z GTC o 11:00)
Region CSE – grudzień 2014
Szwajcaria – grudzień 2014
(północna granica)
Region CEE (AT, CZ, DE, HU,
PL, SI, SK + RO) – 1 poł. 2016
Pozostałe kraje członkowskie UE do końca 2016 roku
6
Działania OSP w ramach Market Coupling
OSP są odpowiedzialni za:
•
•
•
•
•
•
•
7
Indywidualne analizy sieciowe i skoordynowane wyznaczenia dostępnych transgranicznych zdolności przesyłowych
Dostarczenie (w uzgodnionym standardzie) danych o dostępnych trans-granicznych
zdolnościach przesyłowych do Giełd Energii
Zarządzania godzinowymi grafikami handlowymi uczestników rynku (wynikającymi
z zawartych krajowych i trans-granicznych transakcji) dostarczonych przez Giełdy
Energii
Fizyczną realizację wynikowych trans-granicznych przepływów energii
Rozliczenie fizycznie zrealizowanych trans-granicznych przepływów energii
Wyliczenie i rozdzielenie „congestion rent” pomiędzy OSP
Publikację danych rynkowych zgodnie z krajowymi i europejskimi regulacjami
Działania Giełd Energii w ramach MC
Giełdy Energii są odpowiedzialne za:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
8
Zebranie od uczestników rynku ofert kupna i sprzedaży, ich anonimizację i przekształcenie
w zagregowane krzywe godzinowe
Wspólne zarządzanie zagregowanymi krzywymi godzinowymi przy zachowaniu pełnej
poufności danych
Realizację procesu Market Coupling
Wyliczenie pozycji „netto” dla każdej strefy cenowej i każdego trans-granicznego
przepływu energii
Wyliczenie godzinowych cen rozliczeniowych dla każdej strefy cenowej objętej wspólnym
mechanizmem Market Coupling
Podział zagregowanych krzywych godzinowych na zrealizowane transakcje zgodnie z
wyliczonymi pozycjami „netto” i godzinowymi cenami rozliczeniowymi
Przypisanie indywidualnych transakcji do każdego uczestnika rynku oraz do każdego
„shipper’a” działających w poszczególnych strefach cenowych
Rozliczenie ilościowe i wartościowe wszystkich transakcji pomiędzy giełdami energii
Indywidualne rozliczenie pomiędzy każdą giełdą i jej członkami
Publikacja danych rynkowych zgodnie z krajowymi i europejskimi regulacjami
Przepływy kołowe w Europie Centralnej
9
Trans-graniczne połączenia KSE
Wdrożenie MC na połączeniu
Lit-Pol planowane jest w
1 kw. 2016 roku
MC na kablu Swe-Pol Link
funkcjonuje od 15 grudnia 2010
LT
SE
Wdrożenie MC na
synchronicznych
połączeniach PL-DE,
PL-CZ i PL-SK jest
planowane w 1 poł.
2016 roku
Przyszła
lokalizacja
przesuwników
PL
fazowych
DE
CZ
SK
10
Podstawowe warunki dla wdrożenia Market
Coupling w Europie
Wdrożenie Market Coupling w Europie wymaga spełnienia podstawowych warunków:
11
•
W każdym kraju Europy musi funkcjonować giełda energii z płynnym Rynkiem
Dnia Następnego
•
Produkty handlowe na giełdowych Rynkach Dnia Następnego muszą odpowiadać
jednolitym standardom
•
Procedury operacyjne pomiędzy europejskimi Giełdami Energii i OSP muszą
odpowiadać jednolitym standardom
•
Proces wyznaczania dostępnych trans-granicznych zdolności przesyłowych na
następny dzień musi być w pełni skoordynowany pomiędzy europejskimi OSP
Giełdy Energii w Europie
12
Rynki energii elektrycznej na TGE
Forward
MWh (Roczne wolumeny)
RDN
154,3 TWh
106,9 TWh
112,9 TWh
74,1 TWh
19,7 TWh
7,6 TWh
13
19,1 TWh
22,2 TWh
RDN na TGE (dane miesięczne)
MWh (Miesięczne wolumeny)
(Średnie ceny miesięczne) PLN/MWh
3 000 000
300,00
280,00
2 500 000
260,00
2 000 000
240,00
1 500 000
220,00
200,00
1 000 000
180,00
500 000
160,00
0
140,00
1
4
7 10 1
2009
14
4
7 10 1
2010
4
7 10 1
2011
4
7 10 1
2012
4
7 10 1
2013
2014
2012-01-17
2012-06-26
2012-08-22
2012-09-07
2012-09-28
2012-10-23
2012-11-13
2012-11-23
2012-12-12
2013-01-08
2013-01-23
2013-02-01
2013-02-12
2013-02-21
2013-03-04
2013-03-15
2013-03-26
2013-04-08
2013-04-17
2013-04-26
2013-05-09
2013-05-21
2013-05-31
2013-06-11
2013-06-24
2013-07-04
2013-07-15
2013-07-25
2013-08-05
2013-08-14
2013-08-26
2013-09-04
2013-09-13
2013-09-24
2013-10-07
2013-10-16
2013-10-25
2013-11-07
2013-11-19
2013-11-28
2013-12-09
2013-12-18
Notowania kontraktu forward BASE_Y-2014
2 500 000
MWh
500 000
15
(wolumen)
(cena) PLN/MWh
230,00
220,00
220,00
2 000 000
210,00
200,00
1 500 000
190,00
177,56
1 000 000
180,00
160,38
150,82
161,78
155,21
170,00
160,00
151,70152,72
145,49
0
150,00
140,00
16
2014-02-10
2014-02-04
2014-01-28
2014-01-22
MWh (wolumen)
2014-01-16
200000,00
2014-01-10
2013-12-31
2013-12-18
2013-12-10
2013-11-28
2013-11-21
2013-11-14
2013-11-06
2013-10-29
2013-10-16
2013-10-10
2013-10-03
2013-09-27
2013-09-23
2013-09-05
2013-08-30
2013-08-09
2013-08-01
2013-07-26
2013-07-18
2013-07-04
2013-06-21
2013-06-05
2013-05-23
2013-05-15
2013-04-23
2013-04-16
2013-02-22
2013-01-24
2013-01-10
2012-12-03
Notowania kontraktu forward BASE_Y-2015
900000,00
(cena) PLN/MWh
240,00
800000,00
700000,00
215,00
600000,00
500000,00
184,00
190,00
400000,00
300000,00
172,95
164,19
157,00
165,00
100000,00
150,24
0,00
140,00
Ceny energii na RDN na wybranych europejskich
giełdach energii (€/MWh)
17
Notowania rocznych kontraktów forward BASE
na wybranych europejskich giełdach (€/MWh)
50,00
45,00
40,00
35,00
30,00
25,00
20,00
18
NasdaQ
EEX
PXE
TGE
Harmonizacja pozostałych obszarów rynku (1)
•
•
19
W chwili obecnej największe zniekształcenie rynku energii powoduje system wspierania
źródeł odnawialnych „feed-in-tariff” stosowany m.in. w Niemczech. Przy braku
jakichkolwiek ograniczeń ilościowych w zakresie nowych inwestycji w źródła odnawialne
i jednoczesnej gwarancji pełnego odzyskania kosztów z tym związanych poprzez taryfy
przesyłowe, oferty cenowe sprzedaży energii w imieniu niemieckich producentów
energii odnawialnej, posiadając priorytet dla swojej energii, są składane na giełdowym
rynku dnia następnego z ceną równą zero lub cenami ujemnymi, w zależności od tego,
jak aktualnie kształtują się ceny energii. Gwarantując sobie w ten sposób sprzedaż
swojej energii, źródła odnawialne tworzą stałą presję na obniżenie cen rynkowych
energii elektrycznej kształtowanych na giełdowym rynku dnia następnego.
Obecne działania Komisji Europejskiej idą w kierunku zaproponowania rozwiązań
mających na celu uzdrowienia tej sytuacji. W dokumencie „Paper of the Services of DG
Competition containing draft Guidelines on environmental and energy aid for 20142020”, opublikowanym w dniu 18 grudnia 2013 roku, znalazły się propozycje
preferowanych sposobów wsparcia źródeł odnawialnych w krajach członkowskich UE,
podstawowo w postaci systemu „premium over the market price” oraz systemu
„zielonych certyfikatów”.
Harmonizacja pozostałych obszarów rynku (2)
•
•
•
•
•
•
20
Wprowadzenie tych systemów wsparcia OZE powiązane będzie ze zmianą podejścia w
odniesieniu do źródeł odnawialnych, które mają stać się pełnoprawnymi uczestnikami
rynku energii ze wszystkimi tego konsekwencjami.
Proponowany model zakłada ponoszenie przez źródła odnawialne pełnego ryzyka
rynkowego (ryzyko cenowe, ryzyko wolumenowe, ryzyko bilansowania).
Wdrażane systemy wsparcia źródeł odnawialnych mają być efektywne ekonomicznie i z
założenia nie mogą zniekształcać sygnałów cenowych kształtowanych przez
mechanizmy rynkowe.
Zlecenia sprzedaży składane na rynku energii mają odzwierciedlać rzeczywistą wartość
energii.
Wzmocniona ma być rola Rynku Dnia Bieżącego i Rynku Bilansującego jako
podstawowych elastycznych narzędzi rynkowych.
Zasady działania Rynków Bilansujących w krajach europejskich mają zostać
zharmonizowane w zakresie:
- zasad alokacji kosztów bilansowania (eliminacja subsydiowania poprzez taryfy
przesyłowe);
- zasad rozliczeń niezbilansowań.
Harmonizacja pozostałych obszarów rynku (3)
• W odniesieniu do modelu sieci przesyłowych o strukturze oczkowej należy
wprowadzić metodologię „flow based allocation”, która uwzględnia topologię sieci
oraz istniejące ograniczenia i w istotny sposób może zwiększyć wykorzystanie sieci
przesyłowych.
• W kolejnych krokach na szerszą skalę należy wprowadzić rozwiązania typu „smart
grid”, które umożliwią rozwój elastycznej generacji rozproszonej, zarządzanie
zapotrzebowaniem na energię oraz umożliwią zagregowane bilansowanie większej
liczbie mniejszych uczestników rynku.
• W chwili obecnej w krajach członkowskich Unii Europejskiej wprowadzane są różne
narodowe modele z elementami rynku mocy. Metodologie określania potrzeby
płatności za moc różnią się pomiędzy poszczególnymi krajami. Wysiłek powinien
być skierowany na jak najpełniejszą harmonizację tych modeli w skali europejskiej,
w celu uniknięcia potencjalnie negatywnego wpływu niespójności tych modeli na
funkcjonowanie wspólnego rynku energii w Europie.
21
Wpływ wielkości popytu i podaży na kształtowanie
się godzinowej ceny na RDN
Cena
Krzywa popytu
(+)
C2
C1
0
V1
V2
Krzywa podaży
(-)
22
Wolumen
DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ