Mesajul european privind piata de energie electrica este mai degraba incongruent
1. 'Piata energiei este unica', dar comertul transfrontiera se reglementeaza distinct, pe baza unor iluzorii capacitati fixe de interconexiune.
2. 'Modelul de piata nu discrimineaza producatori, furnizori si consumatori', dar accesul la retea si tarifele de de transport depind de traseu.
3. 'Energia regenerabila trebuie adusa la retea', dar reglementarile nu cer un sprijin din partea serviciului retelei si nici echilibrare regionala a energiei (detalii aici).
4. 'Prevenirea colapsului de sistem este o cerinta - cheie', dar nu sint clare responsabilitatile operatorilor in ceea ce priveste siguranta alimentarii cu energie si efectele insecuritatii.
Altfel spus, un participant la piata de energie electrica nu poate conta pe un serviciu de transport care sa-i sustina tranzactiile din piata, iar pe de alta parte, raspunderea privind securitatea sistemului de energie electrica ca urmare a tranzactiilor nu este clar impartita intre operatorii de transport si sistem (TSO) si bursele de energie (power exchanges - PXs).
Directiva UE pentru piata de energie electrica defineste transportul (transmisia) de energie electrica intre noduri de retea la tarife de transport G si L de "intrare - iesire". Dar in practica curenta europeana, in special in comertul trans-frontiera, serviciul de transport mai este conditionat si de traseul energiei prin retea. Beneficiarului serviciului i se poate pretinde participarea la licitatii suplimentare pentru capacitate de transport trans-frontiera, cu efect negativ asupra volumului si pretului tranzactiei.
De peste 20 de ani, aceasta reglementare se justifica prin prezenta congestiilor de transport datorate criteriului "national" de proiectare a retelei. Se omite insa faptul ca efectul congestiilor de retea se poate determina la nodurile retelei sub forma tarifelor de transport diferentiate. Se mai omite, de asemenea, si faptul ca numai TSO poate si trebuie sa controleze distribuirea fluxurilor de energie in retea. TSO-urile si nu bursele sau participantii la piata de energie trebuie sa aiba motivarea necesara pentru cresterea capacitatii retelei pusa la dispozitia pietei prin folosirea flexibilitatii construite in interiorul retelei si a resurselor de echilibrare. Flexibilitatea si capacitatea de echilibrare a sistemului de energie electrica pot fi crescute semnificativ daca se intareste coordonarea in plan regional si reponsabilitatea TSO-ului. Nu in cele din urma, independenta oricarui contract de transport fata de traseul energiei prin retea ar trebui sa fie trasatura definitorie a retelei de transport inteligente.
Am trimis o scrisoare directorul Agentiei europene pentru coordonarea reglementarii in energie - ACER, in legatura cu proiectul de Cod privind alocarea capacitatii de transport si managementul congestiilor (CACM), elaborat de catre ENTSO-E. Scrisoarea pledeaza pentru un Cod ramas deschis unui model-tinta de acces la serviciul de transport fara fragmentare de piata datorita frontierelor nationale.
Modelul actual "punct-la-punct" de definire si alocare a capacitatii de transport, mai ales in comertul trans-frontiera, nu asigura mobilizarea intregului sprijin posibil din partea retelei si nu poate duce la eliminarea stranglarii (bottleneck) fluxurilor de energie in retea.
Bursele de energie (Power Exchanges) sau, si mai rau, operatori speciali de licitatie a capacitatilor (CAO), aloca capacitati fixe de interconectare dintre zone de retea, in loc sa se limiteze la alocarea de capacitate la punctul de racord la retea, implicit, adica odata cu licitatia pentru energie. Solutia are dezavantaje majore in ceea ce priveste atit securitatea operationala, cit si eficienta sistemului de energie electrica.
Astfel, pe de o parte, capacitatile de interconectare inter-zonale nu sint fixe si nici asiguratoare, deoarece limitele reale de transfer a puterii depind de starea sistemului energiei la momentul respectiv (detalii aici). Pe de alta parte, apar deficiente de guvernanta institutionala, deoarece numai operatorii de transport si sistem (TSO) sint in masura sa rezolve cu costuri minime restrictiile de transport si sa mareasca gradul de folosire a retelei prin mobilizarea flexibilitatii intrinseci, construite, a sistemelor de energie electrica si a resurselor de echilibrare a puterii.
Din scrisoare (11 ianuarie 2013):
"... Comentariul si sugestiile mele [JC] sint axate pe definitia capacitatii de transport si rolul operatorilor in alocarea capacitatii, si vizeaza o mai buna corelare a tranzactiilor de energie cu restrictiile operationale ale sistemului fizic de energie. Acordarea mecanismului pietei cu restrictiile multiple de transport a reprezentat pina acum dificultatea majora in implementarea diferitelor proiecte de piata de energie electrica.
La proiectarea retelei, capacitatea de transport este capabilitate de transfer a puterii de tipul 'punct-de-racordare', in schimb, in comertul trans-frontiera, capacitatea de transport este de tipul 'punct-la-punct' (PP). Aceasta incongruenta evidenta duce la fragmentarea pietei si ineficienta in functionarea unei interconexiuni electrice multi - TSO.
Astfel, aplicind modelul de capacitate PP, un participant la piata, in special un furnizor de energie regenerabila, isi optimizeaza cu dificultate portofoliul de piata si nici nu primeste sprijinul asteptat din partea serviciului retelei in caz de congestii de transport. TSO-urile nu sint stimulate sa mobilizeze flexibilitatea intrinseca construita a sistemului de energie electrica si sa-si coordoneze mai bine operatiunile in vederea cresterii limitelor de transfer a puterii; de asemenea, sa construiasca capacitate de transport adecvata. In loc sa se limiteze la alocarea implicita de capacitati de retea de tipul 'intrare - iesire', burselor de energie li se cere sa resolve restrictii operationale de transport, prin elementele retelei, pe baza unor licitatii de asa-zicinde capacitati inter-zonale disponibile pentru comert, care esentialmente variaza cu starea sistemului fizic de energie.
Separarea neclara a actiunilor de remediere efectuate de catre operatori poate de asemenea sa submineze responsabilitatea lor in ceea ce priveste siguranta alimentarii cu energie si consecintele insecuritatii.
Pentru a se evita efectele negative ale definirii inconsistente a capacitatii de transport asupra viitoarei piete europene integrate de energie electrica, Codul retelei privind CACM, inca in discutie, ar trebui sa mentina optiunea pentru modelul 'intrare - iesire' de capacitate de transport disponibila pentru piata. Tarifele de retea de tipul 'intrare - iesire' sint acum regula de baza in piata UE, dar acum 10 ani solutia nu parea fezabila pentru multi.
Numai TSO-urile trebuie sa poarte raspunderea pentru rezolvarea restrictiilor operationale in sistemul de energie electrica. Aceasta este o abordare realista, in conditiile in care tarifele de transport includ costul de congestie si se instituie o coordonare regionala a monitorizarii transportului, inclusiv in ceea ce priveste evaluarea capacitatilor si eliminarea restrictiilor de retea."
Raspuns al domnului A. Pototschnig, director ACER:
(March 25)
Dear Dr Constantinescu,
I refer to your message of 17 January, addressed to colleagues in the European Commission, Directorate-General for Energy and copied to me. First of all, I would like to thank you for your contribution.
In the message and the attached document (lecture), you propose a nodal "point-of-connection" system for congestion management in Europe. When I received it, I forwarded your message to the Electricity Department in the Agency, for it to consider as part of our work on the Agency's Recommendation on the Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management for Electricity. Unfortunately your contribution was received well after the Agency defined the approach to congestion management for the internal electricity market in the Framework Guidelines, which were released for public consultation in April-June 2011 and finally published in July 2011. The Agency earlier this month issued its Recommendation to the European Commission on the Network Code.
In any case, I have to say that, while attractive in many respects, including those you highlight, I do not consider the implementation of a nodal system practically feasible at this time, including because it would significantly delay the process of market integration. And, as you know we are working towards a 2014 target date for the completion of the internal electricity market.
This said, it is clear that a nodal system remains a candidate for further refinement of the market design in the future.
Thank you again for your contribution to the work of the Agency.
Yours sincerely.
Alberto Pototschnig, Director
Agency for the Cooperation of Energy Regulators
Raspunsul lui J. Constantinescu:
(March 26)
Dear Mr. director Pototschnig,
I would like to thank you very much for the kind answer.
I should recognize, I was not timely with my suggestion relating the Network Code on CACM that was sent to you (feedback@acer.europa.eu) on January 11, and coppied to European Commission, Directorate-General for Energy, and ENTSO - E on January 17.
Beyond the reasons, there are some, I thought that better late than never principle could be applied in this case.
The idea was just to let the door opened for a nodal "point-of-connection" grid access, i.e. a full 'entry - exit' approach of electricity market design.
I am very happy to see you sharing the opinion that "a nodal system remains a candidate for further refinement of the market design in the future". The current approach of allocation by PX of fixe cross-border transmission capacity cannot be the desired solution for integration of EU market and RES as well, since it does not mobilize power system flexibility and clear responsibility of the operators.
Once again, I would like to be excused for a rather unusual intervention in this process.
Yours sincerely.
Jean Constantinescu
