Punctul slab al proiectului european de piaţă de energie electrică: Accesul la reţea şi managementul congestiilor de transport

La sfîrşitul anului 2014, energia electrică ar trebui să circule liber ”în” şi ”între” cele 8 pieţe regionale ale Uniunii Europene. Toate ofertele de vînzare şi de cumpărare a energiei, pentru ziua următoare, ar trebui să se întîlnească pe o platformă bursieră comună. Dar, mecanismul burselor de energie (power exchanges – PXs) manifestă încă slăbiciuni în tratarea congestiilor transfrontieră (TF) de transport, prezente în număr mare.

Oficial, prezenţa congestiilor în număr aşa de mare e explicată prin faptul că sistemul electric de transport n-a fost gîndit să găzduiască o piaţă unică europeană de energie, şi nici transferuri masive de la sursele variable de energie regenerabilă (SER). Capacităţile de interconexiune transfrontieră (CITF) fuseseră proiectate pentru schimburi de energie bine definite sau pentru necesităţi de într-ajutorare în situaţii critice. Explicaţia e parţial valabilă după două decenii de construcţie a pieţei unice. Adevărul e că reglementările nu au motivat şi sprijinit operatorii de transport şi sistem (transmission system operators – TSOs) să acomodeze interconexiunile la cerinţele pieţei unice.

1. Explicaţia oficială se referă la congestiile de la frontierele politice.

Cunoscătorii ştiu însă că şi în interiorul sistemelor naţionale există numeroase ”frontiere” (secţiuni, coridoare) de reţea congestionate, pentru că dezvoltarea reţelei nu a anticipat schimbările radicale din profilele zonale generare – consum.

Inadecvarea reţelei se manifestă ca un cost suplimentar de congestii şi de aceea, zonele mărginite de frontiere congestionate au preţuri de piaţă diferite. Din raţiuni politice şi nu economice, s-a evitat discriminarea de preţ angro în pieţele naţionale din Europa continentală. Iar TSO-urile, lipsite de motivaţia necesară eliminării cauzelor congestiilor, au ‘împins‘ congestiile datorate tranzacţiilor TF la frontierele zonei de serviciu, de regulă graniţe politice. Capacitatea de transport folosită pe baze comerciale a scăzut, tranzacţiile externe s-au scumpit iar comerţul de energie TF a fost descurajat.

Pe lîngă reducerea capacităţii proiectate a reţelei, congestiile reprezintă şi o ameninţare la siguranţa operaţională a sistemului de energie electrică. Limitele de transfer impuse de stabilitate în secţiunile reţelei au probabilitate mai mare de depăşire şi sînt, de regulă, mai coborîte decît limitele termice ale echipamentului. Dacă nu se determină pentru fiecare regim de funcţionare, limitele de stabilitate trebuie să fie acoperitoare (conservative), fiind volatile.

Arătăm în continuare că politicile actuale ale UE privind accesul la reţea şi managementul congestiilor de transport fac ca limitele pentru CITF să fie sub posibilităţi.

2. Politici de management al congestiilor de transport în UE

Distribuirea în piaţă a informatiei privind echilibrarea zonală generare – consum, capacităţile de transport disponibile şi capacităţile alocate efectiv furnizorilor este prima, cea mai simplă şi cea mai ieftină măsură de limitare a numărului şi efectelor de congestiilor. Reglementarea UE privind integritatea pieţei energiei şi transparenţa (Regulation on Energy Market Integrity and Transparency – REMIT ) obligă TSO să posteze datele – cheie privind echilibrarea energiei în sistem, disponibilitatea reţelei şi CITF efective. Dar informaţia trebuie să fie şi reală. Acest din urmă aspect este reglementat de Codurile retelei privind alocarea capacităţii şi managementul congestiilor (Capacity Allocation & Congestion Management – NC CACM si Forward Capacity Allocation – NC FCA), dezvoltate de ENTSO-E, avizate de ACER şi aprobate de Comisia Europeană. Estimarea corectăşi alocarea echitabilă pe tranzacţii de energie a capacităţilor reţelei disponibile pentru piaţă sînt cunoscute sub numele demanagement al congestiilor de transport (congestion management – CM), o problemă încă deschisă a pieţei europene de energie electrică.

În regiunea Europei de Sud – Est (SEE), se încearcă de mai bine de 5 ani transferarea CM unui oficiu central de licitaţii explicite (Centralized Auction Office – CAO), cu sediul în Muntenegru, reprezentînd TSO-urile din regiune. Licitaţiile de capacitate (available transmission capacity – ATC) pentru grupe de interconexiuni şi diferite perioade de timp, sînt menite să consacre o piaţă a transportului de energie, incongruentă cu natura monopolistă a serviciului de transport. În absenţa mediului concurenţial, licitaţiile separate pentru titluri de folosinţă a CITF nu stimulează dezvoltarea adecvată a interconexiunilor. Criteriul diferit de închidere a pieţei reduce şi eficienţa pieţei de energie. În plus, CAO rămîne opac pentru participanţii la piaţa de energie, colectează taxe pe graniţele politice şi nu stimulează TSO-urile să declare adevăratele capacităţi de interconexiune, sau să le dezvolte.

România cu cele 8 linii de interconexiune la 400 kV (capacitate unitară de minimum 800 MW) a declarat o capacitate totală de numai 1200 MW, atît la import cît şi la export. În aceste condiţii, nu se poate vorbi de comerţ liber cu energie electrică în SEE. Cel mai afectate sînt sursele variabile necesitînd acces la reţea rapid şi la cel mai mare volum posibil. În unele regiuni europene, drepturile ATC sînt tranzacţionate pe o piaţă secundară ca drepturi financiare de transport (financial transmission right – FTR) şi folosite în managementul riscurilor de preţ (risk hedging) al energiei. Se speră că FTR pot folosi ca ancoră preţul din celalaltă parte a interconexiunii. Dar, escaladarea de preţ poate fi agravată datorită acestor tranzacţii speculative ce induc rente artificiale de congestie.

Consiliul European, CE şi ACER promovează acum alocarea CITF pe tranzacţiile de energie, prin licitaţie implicită, ca soluţie – pivot de realizare a pieţei unice UE de energie electrică. Pentru tranzacţiile bursiere spot (pentru ziua următoare) se are in vedere modelul cuplării ‘prin preţ‘ a pieţelor (market coupling – MC). Modelul ajustează treptat programele de schimb de energie dintre ‘zonele de licitaţie’ (sau ‘zonele de preţ’) pe baza licitaţiilor efectuate de una sau mai multe PX. În primul caz, avem de fapt un MC prin ‘separare de piaţă’ (‘market splitting’). În principiu, bursele determină pentru fiecare zonă, congestionată sau necongestionată, curbele ofertelor de vînzare şi de cumpărare, preţurile de închidere, alocările de capacităţi de transport disponibile şi efectul congestiilor asupra preţurilor sub forma rentei (venitului) de congestie.În Europa Centrală şi de Est (CEE), Ungaria a reuşit o cuplare la pieţele Cehiei şi Slovaciei şi, în paralel, se desfaşoară proiectul de cuplarea a Poloniei şi României.

Mărimea CITF poate fi primită de la TSO-uri ca limita fixă, sau poate fi determinată chiar de către modelul de cuplare al bursei de energie. Limitele fixe nu pot fi decît acoperitoare deoarece într-o reţea reală ele variază cu regimul de funcţionare. Prin urmare, limitele fixe de putere nu pot asigura accesul la reţea la nivelul capacităţii reale. În al doilea caz, avem cuplarea bazată pe circulaţiile de putere (flow-based market coupling), determinate de platforma PX cu o metodă simplificatoare sau, altfel spus, alocare implicită de CITF bazată pe circulaţii de putere (flow-based implicit capacity allocation). Ea e testată acum în regiunea Europei Central-Vestică (CWE) pentru a deveni soluţia cuplării ‘prin preţ‘ a regiunilor (Price Coupling of Regions) pieţei unice UE.

Proiectul cuplării pieţelor pentru ziua următoare, este fără îndoială un pas înainte în eforturile de punere la dispoziţia pieţei de energie a unei capacităţi de transport mai mare. Dar, în opinia noastră, nici acesta nu permite reţelei electrice să sprijine comerţul cu energie la potenţialul ei real, din urmatoarele motive:

• Lipsa de claritate în răspunderile operatorilor TSO şi PX privind siguranţa operaţională a sistemului, va menţine un interes scăzut al TSO pentru acordarea unui sprijin în virtutea atribuţiilor sale operaţionale. TSO primeşte programele inter-zonale de circulaţii de putere de la operatorul de piaţă, deşi e singurul calificat să le determine, să găsească şi să aplice „contramăsuri” de eliminare a restricţiilor. Mobilizînd aşa-zicînda flexibilitate internă a sistemului fizic şi dezvoltînd capabilităţile de transfer ale reţelei.
• Nefiind activitate de piaţă, CM nu necesită în mod necesar participarea directă a jucătorilor din piaţa de energie.
• Autorizaţiile de racordare şi criteriile de proiectare a reţelei se golesc de conţinut. Acestea nu specifică limite de acces dependente de traseul circulaţiei energiei în reţea. Dacă normele de planificare şi de operare sînt diferite, putem avea tranzacţii de energie care ameninţă integritatea sistemului fizic sau care sînt limitate excesiv.
• Menţinerea arbitrară de preţuri unice ale energiei între graniţe politice este în detrimentul concurenţei, principala raţiune a integrării.

3. Modelul de acces la reţea de tipul‘intrare – ieşire‘ e cel mai potrivit

Tarifele de acces la reţea la ‘intrare – ieşire’, sau ‘nodale’, par acum o soluţie de-la-sine înţeleasă, dar lucrurile nu au stat aşa de simplu cu 15 ani în urmă. A sosit timpul aplicării principiului nodal şi la alocarea volumului serviciului de transport, pentru orice tranzacţie de energie. Aşadar, tarife de acces şi limite de capacitate numai la punctele deconectare a utilizatorilor la reţeua de transport.

În proiectul de piaţă de energie electrică din Noua Zeelandă (1997), unele pieţe din SUA (PJM 1998, New York 1998, New England 2003) şi Marea Britanie (2005) a fost introdusă metoda preţului nodal (Nodal pricing – NP). Obiectivul urmarit: dispecerizarea cu costuri minime în condiţii de restricţii de reţea. Mecanismul NP selectează ofertele de cumpărare şi vînzare de energie la nivelul nodurilor reţelei şi determină programele de schimb dintre noduri la preţuri dependente de aceste oferte. Costul de transport apare ca diferenţă de preţuri nodale. Ca şi în cazul cuplării pieţei, principalul punct slab al metodei NP ramîne modelul simplificat (linearizat, în c.c.) al restricţiilor operaţionale ale sistemului fizic. O aproximare grosieră a restricţiilor operaţionale, nu poate să exprime condiţiile reale de stabilitate ale sistemului fizic.

Lucrareaⁱ prezintă o soluţie alternativă de acomodare a restricţiilor de sistem cu mecanimul nodal al licitaţiilor implicite. Dar, (i) capacităţile de reţea sînt definite la punctul de racord al utilizatorului, (ii) accesul la reţea e reglementat prin tarife ‘intrare – ieşire’ la punctele de racord şi (iii) TSO controlează deplin circulaţiile de putere în reţea. Capacităţile de ‘intrare – ieşire’ ale reţelei, reflectînd o varietate de restricţii operaţionale, pot fi cunoscute în fiecare nod. Fiind date esenţiale pentru permisul de racordare, ele trebuie aplicate şi tranzacţiilor de energie, în operarea reţelei.

Tarifele de ‘intrare’ şi de ‘ieşire’ din reţeaua de transport pot fi incluse în ofertele de vînzare şi de cumpărare din licitaţiile energie, descoperind preţurile reale de închidere a pieţei. Se poate optimiza şi riscul de funcţionare a sistemului de energie, deoarece mecanismul pieţei nu mai ignoră strategiile TSO de relaxare a restricţiilor, prin re-dispecerizare şi ‘contra-măsuri’ de creştere a marjei de stabilitate a sistemului. Efectul financiar al abaterilor de la tranzactiile notificate poate fi suportat de un TSO care controleaza transferurile de putere, pe seama resurselor oferite de tariful nodal de acces la reţea. TSO va deveni cu adevărat interesat să crească flexibilitatea şi capabilitatea de transfer de putere a reţelei. Bursele de energie vor aloca implicit capacităţile de tipul ‘intrare – ieşire’, de astă dată în baza unor date clare, şi nu vor mai fi implicate în calcularea şi ajustarea transferurilor de putere prin reţea, operaţii pe care nu le pot stăpîni. Tranzacţiile de energie vor migra firesc către pieţele centralizate deoarece jucătorii din piaţă vor putea mai uşor să-şi optimizeze portofoliul. Va fi întărită integrarea în pieţele regionale a SER intermitente, dependente de acces rapid, fără ca TSO să răspundă de echilibrare.

4. În concluzie, piaţa unică UE de energie electrică necesită sprijin real din partea reţelei şi operatori în rol adecvat. Licitaţiile de capacitate fixă, în baza unui criteriu incongruent de închidere, şi managementul congestiilor de tipul cuplării pieţelor, chiar dacă revendică o estimare a circulaţiilor de putere, nu folosesc flexibilitatea construită în sistemul de energie, şi nici nu motivează TSO să reacţioneze în sprijinul nevoilor schimbătoare ale comerţului cu energie. Reglementarea distinctă a comerţului TF ar trebui să lipsească din proiectul – ţintă al UE de piaţă unică de energie, ca şi alocarea la termen de ‘capacităţi’ de interconexiune TF.

Un model ‘intrare – ieşire’ de acces la reţea, fără alte frontiere comerciale în reţea, va determina reţeaua să susţină cerinţele pieţei de energie şi ale întreprinzătorilor. Va fi eliminată incongruenţa naţional – transfrontieră, iar TSO va fi creditat cu responsabilitatea şi resursele de investiţii în reţea de care are nevoie. Bursa de energie nu va mai substitui TSO în operarea interconexiunilor electrice, şi astfel integrarea pieţei se va armoniza natural cu cerinţele sistemului de energie de a funcţiona sigur. În această viziune, viitoarele reţele electrice inteligente de transport (Smart Grids) vor asigura oricărui client, inclusiv SER variabile, o capacitate predictibilă la punctual de racord, fără cost de congestie sau referire la circulaţia puterii prin reţea.