Європейський зелений курс: які зміни планує ЄС у ринку електроенергії

16 червня 2023

Фахівці DiXi Group дослідили, яким чином Європейський Союз має намір підтримати впровадження відновлювальних джерел енергії (ВДЕ) та справитися з впливом високих і нестабільних цін на викопні палива на короткостроковий ринок електрики.

14 березня Єврокомісія представила пропозиції щодо реформування ринку електроенергії в ЄС. Усі заплановані зміни викладені в двох проєктах регламентів. У першому з них сказано, що актуальна модель ринку в нормальних умовах здатна забезпечити прибутковість та надійність постачань для учасників ринку, водночас сприяючи зменшенню викидів у секторі. Водночас поточна криза виявила недоліки цієї моделі, які пов’язані з впливом змінних цін на викопні палива на короткостроковий ринок електроенергії.

З метою зменшення таких впливів Єврокомісія пропонує:

• підтримувати активніше запровадження ВДЕ, зокрема через ринкові інструменти (корпоративні угоди на купівлю-продаж електроенергії, контракти на різницю);
• забезпечити належну інтеграцію нових потужностей ВДЕ в енергосистему шляхом розвитку послуг гнучкості (управління попитом, накопичення);
• забезпечити належне хеджування ринкових ризиків для учасників оптового ринку, зокрема постачальників, через ліквідні форвардні ринки електроенергії;
• забезпечити належний захист кінцевих споживачів, особливо вразливих, під час цінових криз;
• дати споживачам більше можливостей самостійно отримувати чисту енергію (зокрема, через механізм енергетичного обміну).

У своїй інформаційній довідці експерти DiXi Group детально розглядають механізми досягнення цих цілей через численні нововведення на оптовому та роздрібному ринках.

Оптові ринки: короткострокові та форвардні

Планується оптимізувати внутрішньодобовий ринок (ВДР) для потреб виробників електроенергії з ВДЕ, чиї генеруючі потужності вважаються непостійними. Виробництво електроенергії з сонячних та вітрових установок може бути передбачене за короткий час до фактичного постачання, тому доступ до ліквідного ВДР є критичним. Тому Єврокомісія має намір максимально наблизити купівлю-продаж електроенергії на ВДР до часу фактичного постачання. Відтак, до 1 січня 2028 року часовий проміжок закриття воріт на внутрішньодобовому ринку між торговими зонами має становити не більше ніж 30 хвилин до фактичного часу постачання.

Щоб підвищити ліквідність ВДР, Комісія також пропонує операторам ринку в межах однієї торгової зони обмінюватися реєстрами заявок на ВДР.
Для полегшення участі малих установок ВДЕ, постачальників послуг управління попитом та накопичувачів мінімальний обсяг заявки на ВДР і РДН заплановано виключити на рівні 100 кВт.

На ринку допоміжних послуг планується запровадження нової послуги – скорочення пікових навантажень (peak shaving). Вона полягає у регулюванні попиту під час пікових годин та/або перенесення споживання на години меншого навантаження. Оператор системи передачі, який бажає замовити послугу peak shaving, має розробити конкурентні та прозорі умови закупівлі, які згодом мають бути затверджені регулятором. Операторам системи передачі потрібно надати належні обґрунтування для потреби купівлі цієї послуги. Активація peak shaving здійснюватиметься після закриття РДН та перед відкриттям балансуючого ринку. Однією з цілей цієї послуги є перенесення споживання електроенергії на години, коли генерація з ВДЕ є максимальною. Це, у свою чергу, має сприяти кращій інтеграції потужностей ВДЕ в енергосистему та ринок.

З метою забезпечення ліквідності на форвардних ринках планується створення віртуальних регіональних хабів, які об'єднуватимуть ліквідність кількох торгових зон (по суті, країн) шляхом формування агрегованого цінового індикативу. На його основі учасники ринку зможуть пропонувати форвардні продукти для управління ціновими ризиками. Географічні кордони хабів та методологію розрахунку індикативних цін виробить ENTSO-E.

Для підтримки результативності роботи форвардного ринку електроенергії між торговими зонами, передбачається введення можливості торгівлі довгостроковими правами передачі (long-term transmission rights, LTTR) з термінами сплати від одного місяця до принаймні трьох років (зараз максимум – один рік). Також пропонується розробка та торгівля довгостроковими фінансовими правами передачі від торгової зони до віртуального регіонального хабу. Загалом основна мета LTTR – хеджування ризиків цінових різниць між різними торговими зонами.

Підтримка ВДЕ та генерації з невикопних джерел

Розширення потужностей з ВДЕ планується забезпечити шляхом розвитку корпоративних договорів купівлі-продажу (PPA). Зокрема, країни-члени ЄС мають забезпечити наявність інструментів для зниження фінансових ризиків, пов’язаних із дефолтом покупців за PPA, наприклад, через гарантійні схеми. Вказані інструменти також мають бути доступними для менших споживачів, які стикаються з бар’єрами для виходу на ринок PPA, оскільки нині покупцями PPA є переважно великі компанії. Для заохочення участі малих споживачів у PPA, держави-члени ЄС можуть запровадити критерії оцінки, які надатимуть перевагу проектам ВДЕ, котрі постачають певну частину виробленої електроенергії малим споживачам за корпоративними угодами.

Згідно з пропонованими змінами, контракти на різницю стануть єдиним дозволеним механізмом для програм прямої цінової підтримки нових інвестицій у низьковуглецеву генерацію. Це обмеження стосується лише типів генерації з низькими та стабільними експлуатаційними витратами, які не застосовуються для забезпечення гнучкості, а саме – сонячної, вітрової, геотермальної, ядерної генерації та руслових ГЕС. Як наслідок, такі проекти отримають відповідні гарантовані доходи, одночасно обмежуючи надмірні прибутки, які спостерігалися під час останньої цінової кризи.

Доходи, отримані в рамках контрактів на різницю під час періодів високих цін на енергоносії, повинні перерозподілятися між споживачами пропорційно їх споживанню. Однак такий розподіл не має повністю усувати чутливість до цінових сигналів, залишаючи стимули для економії. Крім того, перерозподіл доходів не повинен негативно впливати на конкурентне середовище між постачальниками.

Основним ризиком інвестицій, пов’язаним з розгортанням морських установок ВДЕ, є можливі труднощі з доступом цих потужностей до ринку. Для усунення таких ризиків оператор системи передачі має забезпечити виробникові постійний доступ до сил, що пов’язані з інтерконекторами. Якщо потужність інтерконектора знижується до такої міри, що оператор офшорної установки не здатен постачати всю продукцію на сусідній ринок, відповідальний оператор повинен компенсувати недопостачення з доходу від управління перевантаженнями. Механізм компенсації не має охоплювати періоди, коли потужність установки є насправді недоступною, тобто виключати випадки аварій та обслуговування. Інші деталі механізму будуть визначені в імплементаційному Регламенті.

Ще одна проблема, з якою стикаються інвестори, вкладаючись у нові генеруючі потужності, – це тривалі процедури приєднання, які часто вимагають збільшення потужності мереж або побудови нових ліній чи підстанцій. Для оптимізації цих процесів оператори системи передачі та розподілу мають щоквартально публікувати та оновлювати інформацію щодо потужності приєднання, яка доступна на їх території. Відкриття такої інформації дозволить інвесторам розвивати свою інфраструктуру там, де є достатня потужність для приєднання. Оператори системи передачі та розподілу також повинні протягом трьох місяців після подачі заявки на приєднання інформувати заявника про статус її розгляду.

Підтримка послуг гнучкості в енергосистемі

Для розвитку послуг гнучкості (включаючи управління попитом і накопичення) держави ЄС мають розробляти звіт про потребу в гнучкості кожні два роки на наступні п’ять років. Зокрема, звіт має містити оцінку потенціалу невикопних джерел для відповідності цим потребам системи.

На основі зазначеного звіту кожна держава повинна встановити індикативну національну мету щодо накопичувачів та управління попитом, яка буде відображена в національних планах з енергетики та клімату (NECP) і відповідних дворічних звітах.

Країни-члени ЄС, які використовують механізм плати за потужність (оплата за саму доступність потужності, а не лише за її постачання), зобов’язані сприяти більшій участі невикопних джерел гнучкості (управління попитом та накопичення). Таке сприяння може бути здійснене шляхом введення додаткових критеріїв і вимог у межах механізму плати за потужність. Якщо цих вимог недостатньо для задоволення потреби системи у гнучкості, країни ЄС можуть запроваджувати окремі схеми підтримки гнучкості. Вони забезпечуватимуть оплату за доступність певних потужностей. Країни, які не впроваджують механізм плати за потужність, також можуть запроваджувати схеми підтримки гнучкості.

Щоб заохотити операторів системи передачі та розподілу використовувати послуги гнучкості, відповідні капітальні (інвестиції в інноваційні рішення) та експлуатаційні витрати (закупівля послуг гнучкості) повинні враховуватися у тарифах. Це, зокрема, дозволить інтегрувати додаткові потенціали ВДЕ в систему.

Враховуючи повільне впровадження "розумного" обліку в деяких країнах ЄС, проєкт регламенту дозволяє операторам системи передачі та розподілу використовувати покази приладів обліку, які інтегровані в активи, які надають послуги гнучкості. Це створює можливості для активної участі споживачів на ринку, навіть якщо ці споживачі ще не оснащені "розумними" обліковими системами.

Теги:зелений курсGreen Dealринок електроенергіїDiXi GroupреформиЄСПоділитись