Європейський зелений курс: як ЄС планує реформувати ринок електроенергії
Експерти DiXi Group проаналізували, як Європейський Союз планує сприяти розгортанню ВДЕ і подолати вплив на короткостроковий ринок електроенергії високих та волатильних цін на викопні палива
Єврокомісія 14 березня запропонувала реформувати ринок електроенергії ЄС. Всі плановані нововведення містяться у двох проєктах регламентів. У першому з них зазначено, що існуюча модель ринку електроенергії за нормальних обставин може забезпечити прибутковість та безпеку постачання для учасників ринку з одночасним рухом до декарбонізації сектору. Разом із тим, поточна криза викрила і недоліки наявної моделі, які пов'язані із впливом на короткостроковий ринок електроенергії високих та волатильних цін на викопні палива.
Для мінімізації такого впливу Єврокомісія пропонує:
• сприяти більш активному розгортанню ВДЕ, зокрема через ринкові механізми підтримки (корпоративні договори купівлі-продажу електроенергії, контракти на різницю);
• забезпечити належну інтеграцію нових потужностей ВДЕ в енергосистему через сприяння розвитку послуг гнучкості (управління попитом та накопичуванням);
• забезпечити належне хеджування ризиків учасників оптового ринку, зокрема, постачальників, через ліквідні форвардні ринки електроенергії;
• надати належний захист кінцевим споживачам (зокрема, вразливим) у періоди цінових криз;
• надати споживачам більше можливостей автономно отримувати чисту електроенергію (зокрема, через механізм energy sharing).
У своїй інформаційній довідці експерти DiXi Group пропонують детальніше розглянути механізми досягнення відповідних цілей через низку нововведень на оптовому та роздрібному ринку.
Оптові ринки: короткострокові та форвардні
Внутрішньодобовий ринок (ВДР) планується краще адаптувати до можливостей виробників електроенергії з ВДЕ з непостійним характером генерації. Виробіток сонячних і вітрових установок можна точно спрогнозувати незадовго до часу фактичної поставки, тому доступ до ліквідного ВДР важливий для таких установок. Саме тому, Єврокомісія пропонує максимально наблизити купівлю-продаж електроенергії на ВДР до часу фактичної поставки. Таким чином, до 1 січня 2028 року час закриття воріт на внутрішньодобовому ринку між торговими зонами має становити не більше 30 хвилин до фактичного часу поставки.
З метою підтримки ліквідності ВДР Комісія також пропонує операторам ринку у межах однієї торгової зони обмінюватись реєстрами заявок на ВДР.
Для сприяння участі у короткострокових ринках малих установок ВДЕ, надавачів послуг управління попитом та накопичувачів мінімальний обсяг заявки на ВДР та РДН планується встановити на рівні 100 кВт.
На ринку допоміжних послуг з'явиться нова послуга – скорочення пікових навантажень (peak shaving). Вона полягає в управлінні попитом на електроенергію у пікові години та/або перенесенні споживання на позапікові години. Оператор системи передачі, який бажає закуповувати peak shaving, має розробити конкурентні та прозорі умови закупівлі послуги, які потім має схвалити регулятор. Також ОСП має належним чином обґрунтувати необхідність закупівлі послуги. Активація peak shaving має здійснюватись після закриття РДН та перед відкриттям балансуючого ринку. Однією з цілей послуги є перенесення споживання електроенергії на години, коли генерація з установок ВДЕ є навищою. Таким чином забезпечується краща інтеграція відповідних потужностей ВДЕ в енергосистему та ринок.
Забезпечити ліквідність форвардних ринків планується через створення віртуальних регіональних хабів. Хаби будуть об'єднувати ліквідність декількох торгових зон (по суті, країн) шляхом формування агрегованого цінового індикативу. На його основі оператори ринку зможуть пропонувати учасникам форвардні продукти для управління ціновими ризиками. Географічні межі хабів та методологію розрахунку індикативних цін запропонує ENTSO-E.
Для підтримки ефективного функціонування форвардного ринку електроенергії між торговими зонами, передбачається можливість торгівлі довгостроковими правами передачі (long-term transmission rights, LTTR) з терміном погашення від одного місяця і до щонайменше трьох років (зараз максимум – один рік). Також передбачається розробка та торгівля довгостроковими фінансовими правами передачі від торгової зони до віртуального регіонального хабу. Загалом основна функція LTTR – хеджувати ризики цінових різниць між різними торговими зонами.
Підтримка ВДЕ та невикопної генерації
Зростання генеруючих потужностей з ВДЕ також планується забезпечити через розвиток корпоративних договорів купівлі-продажу (PPA). Зокрема, держави-члени ЄС мають забезпечити наявність інструментів для зменшення фінансових ризиків дефолту покупця за PPA, до прикладу, через схеми гарантування. Відповідні інструменти мають бути також доступні для менших споживачів, які стикаються з бар’єрами для входу на ринок PPA, адже зараз покупцями за PPA є переважно великі компанії. Для стимулювання участі малих споживачів у PPA, держави-члени ЄС можуть передбачити такі критерії оцінки, які б надавали перевагу тим проєктам ВДЕ, які постачають чи постачатимуть частину виробленої електроенергії за корпоративними PPA малим споживачам.
Відповідно до запропонованих змін, контракти на різницю мають стати єдиним дозволеним механізмом для схем прямої цінової підтримки (direct price support schemes) нових інвестицій у низьковуглецеву невикопну генерацію. Таке обмеження поширюється лише на ті типи генерації, які мають низькі та стабільні операційні витрати та не використовуються для надання послуг гнучкості, а саме - на сонячну, вітрову, геотермальну, ядерну генерацію та руслові ГЕС. Таким чином, відповідні проєкти будуть забезпечені належними гарантованими доходами, з одночасним обмеженням надмірних прибутків, які мали місце під час останньої цінової кризи.
Доходи, отримані у межах контрактів на різницю у період високих цін на енергоносії, мають розподілятись між споживачами пропорційно їх споживанню. Такий перерозподіл доходів не має повністю усувати чутливість до цінових сигналів, зберігаючи стимули для скорочення споживання. Розподіл доходів також не має впливати на конкуренцію між постачальниками.
Основним інвестиційним ризиком, пов'язаним з розгортанням установок ВДЕ морського базування є можливі проблеми з повним доступом таких потужностей до ринку (чи ринків). Для усунення таких ризиків ОСП має гарантувати виробнику постійний доступ до потужностей відповідного інтерконектора. Так, якщо потужність інтерконектора зменшена до такої міри, що це не дає змогу оператору офшорної установки передавати всю вироблену ним електроенергію в суміжний ринок, відповідальний оператор має компенсувати недопоставлені обсяги із доходів від управління перевантаженнями. Механізм компенсації не має поширюватись на періоди, коли потужність установки дійсно недоступна, тобто виключати періоди аварій та ремонтів на установці. Інші деталі механізму будуть визначені в імплементаційному Регламенті.
Ще одна з проблема, з якою стикаються інвестори, вкладаючись у нові генеруючі потужності, – тривалі процедури приєднання, які часто передбачають необхідність збільшувати потужність мереж або проводити нові лінії/будувати нові підстанції. Для оптимізації таких процедур ОСП та ОСР мають щоквартально оприлюднювати та оновлювати інформацію про потужність приєднання, яка доступна на території їх діяльності. Розкриття цієї інформації дасть змогу інвесторам розгортати свою інфраструктуру там, де наявна достатня потужність приєднання. Також ОСП та ОСР будуть зобов'язані протягом трьох місяців з дня подачі заяви на приєднання інформувати заявника про статус її розгляду.
Підтримка послуг гнучкості енергосистеми
Для розвитку послуг гнучкості (зокрема, управління попитом та накопичуванням) держави-члени ЄС мають кожні два роки розробляти звіт з оцінки потреби у гнучкості на наступні 5 років. Серед іншого, у звіті має оцінюватись потенціал невикопних джерел гнучкості у забезпеченні відповідних потреб системи.
На основі згаданого вище звіту, кожна держава має встановити індикативну національну ціль щодо накопичувачів та управління попитом, яка має бути відображена у національних планах з енергетики та клімату (NECP) та пов'язаних з ними дворічних проміжних звітах.
Держави-члени ЄС, які застосовують механізм плати за потужність (тобто плати за саму доступність потужності, а не лише за її надання), мають сприяти більшій участі невикопних джерел гнучкості (зокрема, управління попитом та накопичуванням). Таке сприяння може бути надане шляхом введення додаткових критеріїв та вимог в межах механізму плати за потужність. Якщо цих критеріїв та вимог недостатньо для забезпечення потреби системи у гнучкості, держави-члени ЄС можуть запроваджувати окремі схеми підтримки гнучкості (flexibility support schemes). Вони передбачатимуть оплату самої наявності відповідних потужностей. Держави, які не застосовують механізм плати за потужність, також мають право запроваджувати схеми підтримки гнучкості.
Щоб стимулювати ОСП та ОСР використовувати послуги гнучкості, відповідні капітальні (інвестиції в інноваційні рішення) та операційні (закупівля послуг гнучкості) витрати мають бути враховані в тарифах. Це, серед іншого, дасть змогу інтегрувати додаткові потужності ВДЕ в систему.
Враховуючи повільне розгортання систем "розумного" обліку в окремих державах ЄС, проєкт Регламенту дає можливість операторам системи передачі та розподілу, враховувати покази приладів обліку (dedicate metering devices), які вбудовані у той чи інший актив, який надає послугу гнучкості. Це створить можливості для активної участі споживачів в ринку навіть тоді, коли такі споживачі ще не повністю оснащені "розумними" системами обліку.
