Nyomtatás

Villamos munkacsoport

Rovat: IFIEC

Konzultáció                                              2015/10/02

Európai Unió új Energiapiaci modelljéről (Energy Market Design)

Az IFIEC Europe választervezete

Az IFIEC Europe szervezetről

Az IFIEC (Ipari Energia Fogyasztók Nemzetközi Szövetsége) Europe egy nemzetközi non-profit szervezet, 1989-ben alakult abból a célból, hogy az ipari energiafogyasztók érdekeit képviselje Európában, azon fogyasztókét, akiknél az energia jelentős komponens a termelési költségben és kulcskérdés a tevékenységük versenyképességét tekintve, mind európai, mind világviszonylatban.

Az IFIEC Europe azzal a meggyőződéssel alakult, hogy a versenyképes energia ellátás, az energia felelősségteljes használata, a fogyasztói választás és rugalmasság a szükséges alapjai az európai versenyképes és fenntartható ipari tevékenységnek.

Az IFIEC Europe 16 nemzeti európai szövetséget képvisel, amelyek összefogják – szektorokon átívelő szinten – azon ipari ágazatokat ahol az energia a termelési költségek között jelentős összetevőt képvisel. Az IFIEC tagsága széles iparági halmazt képvisel, beleértve az: alumínium-, autó-, sör-, cement-, vegyipart, réz-, műtrágya-, élelmiszer-, üveg-, ipari gázok, fém-, papír-, gyógyszer-, műanyag- és acélipart.

Az IFIEC Europe küldetése, hogy előre jelezze, ill. megfeleljen ezen iparágak fejlődési elvárásainak azáltal, hogy olyan politikákat javasol, amelyek realisztikus áru energia elérését teszik lehetővé. Ez az, ami ezen ágazatok számára biztosítja, hogy folytassák az energiahatékonyság javítását és környezetvédelmi teljesítményük jobbítását, miközben mind Európában, mind világszinten a nemzetközi versenyképességüket biztosítani tudják.

Célok

IFIEC Europe céljai:

-nyitott, transzparens és versenyképes villamos energia és földgázpiac biztosítása, jól kiegyensúlyozott és ellátás-biztos alapokon

-választási szabadság és rugalmasság biztosítása az ipari energiafogyasztók számára, hogy a terhelések, folytonosság, rugalmasság, tartam és ár tekintetében az egyedi fogyasztói profiljukra vonatkozó versenyképes feltételekről tárgyalhassanak

-szabályozott, harmadik fél általi hozzáférést biztosítson a villamos energia és földgáz infrastruktúrához, diszkrimináció-mentes és transzparens feltételek mellett

-ösztönzi a növekvő hatékonyságot az energiaforrások felhasználásánál költséghatékony lehetőségek által és intézkedéseken keresztül

-hozzájárul a CO2 és más üvegházhatású gázok csökkentéséhez olyan keretrendszerben, amely megőrzi az ipari versenyképességet.

Bevezetés:

Amint azt az IFIEC céljai és küldetés nyilatkozata mutatja, egészen a kezdetektől, a 90-es évek elejétől támogattuk az európai energetikai piaci liberalizációs és integrációs folyamatot. Az IFIEC tagjai hiszik, hogy a megnyitott piacok és a fair verseny kompetitív árakat eredményez és javítja az ellátásbiztonságot minden fogyasztó számára.

Az IFIEC Europe a kiegyensúlyozott klíma és energiapolitika pártján áll, amely a 3 pilléren alapul (versenyképesség, ellátásbiztonság, környezeti és klímacélok), de az elmúlt évtizedben egy fokozatos elmozdulást láthattunk olyan irányba, ahol egyre jobban a megújuló energiaforrások bevezetése vált egyedüli iránnyá, míg a versenyképes árak és az ellátásbiztonság egyre inkább „másodlagos céllá”.

A konzultációs dokumentum tisztán mutatja ezt a váltást a múlthoz képest: a „versenyképes(ség)” szó 2-szer jelenik meg az anyagban, a „biztonság” 19-szer, a „megújuló(k)” 47-szer…

Az IFIEC ezért aggódik az európai ipar jövője miatt, különösen az ipari tevékenységek jövőbeli európai beruházásainak vonzereje miatt: az ipari aktivitás - beleértve az ezzel együtt járó hozzáadott értéket és munkahelyeket - progresszív módon csökkent a 2008-as gazdasági válság kezdete óta. Európa energia intenzív iparágainak cégei általában „árelfogadók” (price taker) egy többségében globális piacon és nem tudnak átterhelni fogyasztóikra többletköltségeket. A globális energia költség-versenyképesség visszaállítása prioritás kell legyen. A megoldások léteznek, de foglalkozni kell az összes energia költség komponessel és erős politikai támogatottság szükséges, az ipar részesedésének erősítése a GDP-ben most és a jövőben is a Közösség egyik célja kell legyen, nemcsak az azonnali gazdasági előnyök (munkahelyek, hozzáadott érték, kereskedelmi többlet, innováció, stb.) miatt, hanem azért is, mert a társadalmi kihívások (klímaváltozás, élelmiszerhiány, vízhez való hozzáférés, stb.) megoldásait pontosan ezen iparágak tudják elősegíteni.

Az IFIEC Europe ugyancsak világosan rámutat arra, hogy az európai emisszó-kereskedelmi rendszert (ETS) nem szabad arra használni, hogy egy meghatározott (villamos energia termelési) technológiát támogasson, amint azt a konzultációs dokumentum javasolja. Ez nem erre lett tervezve, hanem arra, hogy a kibocsátásokat a lehető legkisebb költség mellett csökkentse. Az a karbon-ár, ami szükséges a RES-E (megújuló energiaforrások a villamos energia termelésben) versenyképessé tételéhez (legalább 100-200 EUR/tonna CO2, összehasonlítva a jelenlegi 8 EUR/tonna árral) minden esetben túlságosan magas és az EU-ban az ipari tevékenységet látszólag életképtelenné tenné.

KÉRDÉSEK

1. Az árak, melyek a jelenlegi hiányt tükrözik (időben és térben) fontos elemei lennének-e a jövőbeli piactervezésnek (market design)?

Igen, egy jól működő, csak az energiaköltséget érintő piacon (EOM, energy only market, kapacitás támogatások nélkül) a hiány olyan piaci árakhoz vezet, melyek beruházási jelzésül szolgálnak a rendszer megfelelőség biztosítása céljából. A kormányzati intervenciók egyértelműen befolyásolják a piacot, amely aztán nem tud egy nyilvánvaló árjelzést adni arra, hogy beruházási hatást váltson ki a nem támogatott technológiáknál.

Ez magában foglalná a rendelkezésre álló átviteli kapacitások hiányát tükröző árjelzéseket is?

Igen, a torlódás (az átviteli kapacitások hiányának a következménye) az egyes árzónák között a villamos energia (mint commodity) árának eltérülését eredményezi. Az árak divergenciáját, mely az átviteli kapacitások hiányának az eredménye, további átviteli kapacitások beruházásával és a meglévők hatékonyabb kihasználásával kell ellensúlyozni. A hálózati beruházásoknak társadalmi-gazdasági költség-haszon elemzésen és a költségeket tükröző (az okozó fizet) finanszírozási bázison kell alapulnia.

2. Milyen kihívások és lehetőségek merülhetnek fel a jelenlegi szűkösséget tükröző árakat illetően? Hogyan kell ezen kihívásokkal foglalkozni? Redundánssá tehetik-e ezen árak a kapacitás-mechanizmusokat?

A liberalizált energiapiacok koncepciója, mint olyan, növekvő piaci ár volatilitáshoz vezet, mert a tartalék kapacitás-különbözet jelentősen alacsonyabb, mint szabályozott piaci rendszer esetén, abból a célból, hogy a villamos energia rendszer teljes költsége alacsonyabb legyen. Ez, megfordítva, a rugalmasságot a rendszer számára sokkal érdekesebb kérdéssé teszi. A rugalmasság a következő formákat öltheti:

-(több és) rugalmas termelés

-igény oldali beavatkozás (demand side management) minden piaci szegmensnél (lakossági, irodai, szolgáltató iparágak, elosztás, ipari fogyasztók)

-tárolás

Kompetitív piacon folyamatos értékelés megy végbe a meglévő rugalmasság és a további termelőkapacitás létesítésének igénye között. Utóbbi csak akkor következik be, ha az árjelzés kellően erősen mutatja a kapacitás szükségességét, azt megelőzően a rendszerben meglévő rugalmasság a termelést és a terhelést egyensúlyba hozza.

Csak ha a piac nem tudja a termelés megfelelőségét biztosítani, akkor, mint végső megoldás, a kapacitás mechanizmusokat lehet előirányozni. Az IFIEC számára először a probléma gyökér-okát kell megoldani, azaz a beruházási jelzések árakban történő nem-meglétét, ami a támogatott, időszakos termelői kapacitások tömeges beruházása miatt következik be, továbbá, minden más, piacot érintő kormányzati beavatkozást, úgymint ársapka, kell megszüntetni. Ezért néhány egyéb intézkedés szükséges először, úgymint:

-a meglévő támogatások kivezetése a jelenlegi technológiákból (melyek gyorsan a piacnak „tetszeni” fognak) és, általánosságban, csak a kutatás-fejlesztési célú és a kis kapacitású demonstrációs projekteket támogatni

-minden technológiájú és mindegyik termelőt teljesen beintegrálni a piacba

-minden piaci szegmensben támogatni az önkéntes keresletoldali válaszokat

-az európai földgázpiac versenyképességének javítása, egy jól működő piaccá alakítása az ellátási források diverzifikációjával – pl. ahol gazdaságosan és környezetvédelmi oldalról lehetséges, a palagáz kitermelésének engedélyezése

-az átviteli és összekötő kapacitás növelése, az allokációs és torlódási mechanizmusok optimalizálása egy nem diszkriminatív, költséghatékony módon

-a kutatás ösztönzése a gazdaságosan életképes tárolást célozva.

Még akkor is ha, a CRM (capacity remuneration mechanism – kapacitás javadalmazási mechanizmusok) bevezetésre kerül, számos szigorú elvárásnak kell hogy megfeleljen:

-egy specifikus, jól meghatározott probléma megoldását kell céloznia (pl. a termelői megfelelőség kérdését: helyi csúcsigény, az időszakosságból adódó rendszer egyensúlytalanságok)

-a bevezetés kérdését jól kell dokumentálni (beleértve a költség hatások megítélését)

-ideiglenesnek kell lennie (a növekvő interkonnektorok progresszíven fogják csökkenteni a probléma méretét), költséghatékony kell legyen és a piac működésére és piaci integrációra minimális hatása legyen

-a többszörös CRM-ek bevezetését az egyszerű regionális villamos energia piacok esetén kerülni kell

-a probléma megoldását célzó CRM tekintetében azt annak kell finanszíroznia, aki a problémát létrehozta (okozó/fizető elve)

-diszkrimináció mentes kell legyen, pl. bárki legyen képes részt venni benne, terhelés, termelés, tárolás, és a részvétel ne legyen csak egy ország szereplőire korlátozva.

Még egy kihívás a politikai: ahhoz hogy az ármutatók beruházási mutatók legyenek, azoknak megbízhatónak kell lenniük. Ahhoz, hogy egy piaci szereplő befektessen új termelő (vagy terhelést eltolni képes) beruházásba, bizonyosnak kell lennie, hogy az ár-csúcsok, melyek a beruházás refinanszírozása miatt szükségesek, politikai intervenciók által nem eltéríthetőek, pl. alsó vagy felső ársapkák. Ezért, egy megbízható politikai elkötelezettség szükséges, hogy az ne zavarja az árképzést.

3. A szétdarabolt kiegyenlítő piacok összehangolása lassú marad, kell, hogy az EU próbálja gyorsítani a folyamatot, ha szükséges jogi intézkedésekkel?

Minden jól működő, integrált energia piacnak szüksége van egy jól működő, integrált kiegyenlítő piacra. Az EU-nak minden szükséges lépést meg kell tennie, hogy biztosítsa a kiegyenlítő piaci integrációt, amint lehetséges. A folyamatban lévő kiegyenlítő pilot projektek ígéretes lépésnek tűnnek az integrált kiegyenlítő piac irányába. Azonban, ezeknek és bármilyen regionális kezdeményezésnek a teljes európai célmodellel való megfelelése elsődleges kérdés. Egyébként valószínű, hogy fennmarad a töredezett piac.

4. Mit lehet tenni, hogy a megállapodott, egész EU-t érintő intraday (napon belüli) kereskedési platform sima implementációja megtörténjen?

A határon keresztüli intraday piaci projekt jól halad és végső megoldásnak tűnik minden érintett árzóna tekintetében 2017. közepéig. Az IFIEC Europe számára fontos, hogy minden résztvevő fél, különösen az áramtőzsdék és a TSO-k (átviteli rendszer üzemeltetők) teljes mértékben és aktívan támogassák az időszerű megvalósítását ezen projektnek, transzparens módon. Továbbá, IFIEC Europe reméli, hogy a jelenleg nem érintett európai országok is mielőbb csatlakoznak ehhez. LIP-eket (helyi megvalósítású projektek) szükséges megvalósítani – teljes megfeleléssel a célmodellhez – hogy elősegítsük a kezdeti működési tapasztalatok megszerzését az intraday market coupling-ot illetően (napon belüli piaci összekapcsolás).

5. A termelők és a fogyasztók közötti hosszú-távú szerződések szükségesek-e az új termelő kapacitások befektetői biztonságának eléréséhez? Milyen korlátok, már ha vannak ilyenek, akadályozzák ezen hosszú-távú hedge-termékek kifejlődését? Van-e a közüzemi szektornak valamilyen szerepe a hosszú-távú szerződések engedélyezésénél?

A hosszú-távú szerződések olyan eszközök, amelyek kockázatot kezelnek. Ezek történhetnek termelők és fogyasztók, de pénzügyi szereplők, szolgáltatók között is. A piaci szereplőknek kezelniük kell a kockázataikat, ehhez előfeltétel egy kompetitív, háborítatlan és likvid piac. A közüzemnek magát arra kell korlátoznia, hogy felállítsa egy jól funkcionáló piac létrejöttének kívánalmait. Az önkéntes hosszú-távú szerződések a megfelelő eszközök egyike, hogy a befektetőknek ösztönzőket adjunk, mind a villamos energia termelést (ahol előnyük származhat a stabil és kiszámítható bevételre), mind az ipari tevékenységet (ahol a befektetőknek egy bizonyos időszakra az árazási folyamatok láthatósága képez előnyt) tekintve. A versenyszabályok ezért kell, hogy az illető piaci szereplők számára lehetővé tegyék a kockázatok kezelését ilyen típusú szerződéseken keresztül, anélkül hogy szándék legyen rátelepedni a piacra. Bárhol ahol kifejezett korlátok léteznek, melyek ilyen típusú szerződések létrejöttét megakadályozzák, azokat el kell hárítani.

Továbbá, a likvid pénzügyi forward piacok javítani fogják a bizalmat a piaci szereplők között és támogatják a hosszú távú szerződések tárgyalhatóságát. Az átviteli hálózatok optimális használata létfontosságú. Amint azt IFIEC aláhúzta korábban, a TSO-kat nem kell kényszeríteni, hogy eladják a hosszú-távú átviteli jogosultságaikat. Mindenesetre, az ipari fogyasztók nem szabad, hogy viseljék a TSO-k potenciális veszteségét, ami az FTR-ek eladásából ered.

(Másik fontos korlát a hosszú-távú befektetési döntéseket és a vonatkozó szerződéses tárgyalásokat tekintve a szabályozási keretrendszer bizonytalansága, beleértve a 2020 utáni ETS-t (emisszió-kereskedelmi rendszer) – mely tanácsi jóváhagyásra vár.)

6. Milyen mértékben torzítja az egyes tagállamokban a villamos energiára kivetett adók és terhek különbözősége azt, hogy a beruházások hatékonyan a megfelelő helyre irányuljanak, ill. az energia szabad áramlásának akadályozását illetően?

IFIEC úgy véli, hogy az adók a belső piacban zavart keltenek. A nemzeti adók és illetékek kormányzati beavatkozások és befolyásolják direkt módon a befektetéseket. Még tovább, amint azt az Európai Közösség megerősítette több alkalommal, az adók és illetékek jelentősen sújtják az európai ipar globális versenyképességét, ill. az EU-n belül játéktéren is. IFIEC ezért keményen védelmezi azt az álláspontot, hogy ki kell vezetni minden energiára/villamos energia fogyasztására vonatkozó specifikus adót és illetéket, ami a közérdek céljainak finanszírozására szolgál.

7. Mit kell tenni annak érdekében, hogy a megújulókba történő beruházásokat egyre inkább a piaci igények vezessék?

Az egyetlen mód, hogy ezt elérjük, ha a megújuló energiaforrásokat versenyképessé tesszük a többi, hagyományos energiaforrással, figyelembe véve a villamos energia rendszer teljes költségét. Ez szükségessé teszi, hogy minden támogatást, mely ezen technológiákat illetően a piacon létezik, gyorsan megszüntessünk. Egyébként hogy a megújuló célokat elérjük, jelentős erőfeszítés szükséges a kutatásban és az innovációban és nem óriási terhet kell a villamos energia fogyasztók nyakába varrni azzal, hogy idő előtt felfuttatjuk ezen technológiákat.

Továbbá és miáltal az időszakos megújuló energia a villamos energia ellátás fontos részévé válik a tagállamok többségében, fontos, hogy a megújuló villamos energia a villamos energia piacba beleintegrálódjon, pl. a RES-E (megújulók) üzemeltetői egyre inkább ugyanúgy működjenek, mint más termelők, mint piaci résztvevők és válaszoljanak a piac jelzéseire, és ne teremtsenek piaci torzítást elsőbbségi hozzáféréssel azáltal, hogy jelentős kiegyenlítés és rendszer háttér szükségeltetik.

8. Milyen akadályokat – már ha vannak – látunk a megújuló energiatermelők teljes piaci integrációjánál, beleértve a kiegyenlítést és az intraday piacokat, továbbá a rendszerbe behívásukat a merit order (termelési egységköltség sorrendisége) alapján?

Az időszakos megújuló energiaforrások nem a fogyasztók igényei szerinti terméket szolgáltatják. Ezeknek a technológiáknak az integrációja kiegészítő szolgáltatásokat kíván (melynek költségét is hozzá kell venni), hogy az ilyen típusú termelés piacon értékesíthető termékké váljon. Ismételten, egy jól működő kompetitív piacon a szolgáltatók csak akkor teszik be ezeket a technológiákat a portfoliójukba, ha kellően versenyképesek egyéb energiaforrásokkal szemben.

Mint konkrét akadályok, IFIEC Europe megemlíti:

-a hálózathozzáférési prioritásukat

-a kiegyenlítési felelősség hiányát

-az árszintjüket, ami nem piaci jelzés alapján kialakított (átvételi tarifák átvételi prémiumok helyett).

9. Szükséges-e egy még jobban koordinált megközelítés a tagállamok között a megújuló támogatási sémákat illetően? Melyek a fő korlátai a regionális támogatási rendszereknek és ezeket hogyan lehet megszüntetni (pl. jogi szabályozáson keresztül)?

A cél az kell legyen, hogy amilyen gyorsan csak lehet, ki kell vezetni a támogatásokat. IFIEC minden költséghatékony megoldást elfogad, hogy a villamos energia rendszer teljes költsége csökkenjen. Ezt nem úgy kell elérni, hogy a támogatásoknak különböző szintjeit hozzuk létre (a megújulókra, a kapacitásokra, a jövőben – talán majd – a tárolásra) vagy úgy, hogy a támogatási rendszereket harmonizáljuk, ami a versenyképességet visszaállítja. Az EU-nak világosan választania kell vagy egy olyan piaci irányt ahol a támogatások nélküli marginális-ár (határár-képzés) rendszer működik, vagy egy „kormányozott” rendszer felé, ahol viszont nincs határár-képzés. Ezen nyílt választási lehetőség hiányában, a fogyasztóknak továbbra is adókat és pótdíjakat, támogatásokat és addicionális hálózati költségeket kell fizetniük a commodity árán felül, amelyet a határár hajt, amely viszont az ETS (emissziókereskedelem) által növelt. Ez a kombináció nem szolgáltathat az ipar számára versenyképes villamos energiát.

10. Mi a fő, kezelendő akadálya annak, hogy el lehessen indítani a kereslet oldali leszabályzást (demand response) (pl. rugalmas árak nem hatékony volta, szabályozási korlátok a termelőkre/fogyasztókra, a „smart home” (okos-otthon) technológiákhoz való hozzáférés hiánya, kötelezettség nem megléte arra vonatkozóan, hogy a végfelhasználó részt vehessen a kiegyenlítő piacban egy kereslet oldali rendszeren keresztül)?

Az IFIEC az európai szektorális szervezetekkel közösen számos javaslatot dolgozott ki, hogy stimulálja az önkéntes, kereslet oldali leszabályozási ügyek fejlesztését:

-láthatóság: szükséges egy stabil szabályozási keretrendszer, ami fair díjazást garantál a DSR-re (demand side response, igény oldali leszabályzás)

-prioritás biztosítása a költséghatékony megoldások részére

-az ipar elsődleges célja a termelés:

                       -a DSR nem tudja megoldani a szerkezeti kapacitáshiányokat és csak önkéntes alapon

                       bevezethető

                       -a DSR potenciálja növelhető, de ez beruházásokat igényel

-a fő korlátok megszüntetése:

                       -kereskedelmi/jogi korlátok: nem mindig világos, hogy ki a terhelésrugalmasság

                       „tulajdonosa” (az energia transzferálója)

                       -rendszer korlátok: a minimális méret (MW) és a termékek időtartama időnként az ipari

                       korlátokkal inkompatibilisek

                       -a hálózati kódokat és tarifákat be kell hangolni

                       -minden terhelési flexibilitás módot kell találjon arra, hogy piacra jusson vagy TSO

                       termékké váljon

                       -transzparencia javítása: a lényeges információk biztosítása a végfelhasználók részére

                       (rendszerint a termelőkre van tervezve, nem a terhelésre)

Az IFIEC Europe számára minden olyan piaci tervezés elfogadhatatlan, amely a fogyasztót arra kényszeríti, hogy alkalmazkodjon az elvételével az (időszakos) energiaforrások rendelkezésre állásához. Az időszakos megújuló villamos energia források növekvő kapacitásának a villamos energia rendszerbe történő betuszkolása támogatások útján a rendszer rugalmasság növekvő szükségletéhez fog vezetni. Ez nem csak növekvő villamos energia ár volatilitást, hanem a villamos energia rendszer teljes költségét is progresszíven emelni fogja. Végül, az energiaipar beruházásai eltolódnak a gazdaság más szegmenseibe a rendszer rugalmasság növelése miatt, addig a pontig, ahol a kívánt nagyobb beruházási költségek az ipari fogyasztók számára (rugalmasabb termelési egységek, sőt további termelőegységek, de ezek csak az alacsony árperiódusokban működnek) már nem lesznek kompenzálva az ipari árúk megtermelésének azon előnyével, hogy alacsony villamos energiával termelhetnek adott periódusokban. Ez a villamos energia rendszer teljes költségének elfogadhatatlan szintjéhez vezet majd az ipari fogyasztók számára és így az ipari tevékenység Európán kívüli áthelyeződéséhez.

11. Míg a villamos energia piacok az EU-n belül össze vannak kapcsolva szomszédaikkal, a rendszer üzemeltetést még mindig nemzeti TSO-k végzik. A regionális biztonsági koordinációs kezdeményezések (RSCI), mint a CORESO vagy TSC, tisztán csak tanácsadó szereppel bírnak. Szükséges-e, hogy az RSCI-k fokozatosan erősödjenek a döntéshozó felelősségüket tekintve is? A jelenlegi nemzeti felelősségek a rendszerbiztonságot illetően akadályai-e a határon keresztül történő kooperációnak? A regionális felelősség a rendszerbiztonságnál az integrált piacok valósággá válása esetén kedvezőbb lesz-e?

IFIEC Europe minden kezdeményezést támogat, amely a közös szabályok alapján a TSO-k közötti együttműködést célozza.

12. A nemzeti szabályozási felügyelet a villamos energia már harmonizált rendszereit tekintve nem tűnik hatékonynak (pl. market coupling). Van-e előnye hogy erősödjön az ACER szerepe?

IFIEC Europe minden kezdeményezést támogat, amely az NRA-k (nemzeti szabályozó hatóságok) együttműködését célozza, az ACER, mint közvetítő növekvő szerepével együtt, különösen a határon keresztüli kérdésekben.

13. Van-e előny az ENTSO-k szerepének erősítésében? Hogyan lehet ezt legjobban elérni? Milyen szabályozói felügyelet szükséges?

Az ENTSO-k szerepe kritikus az európai hálózati működés harmonizálásában. A különböző érdekcsoportok között a fogyasztók bevonása és véleményének kikérése is szükséges.

14. Mi legyen a jövőbeli szerepe és a vezérlőelv a DSO-knak (elosztói rendszer üzemeltetők)? Hogyan kell megvalósítani a mérési adatok hozzáférését (adatkezelés és adat titkosság, stb.) a piaci és technológiai fejlődés tükrében? Vannak-e további rendelkezések az illető felek (végfelhasználók, DSO-k, TSO-k, szolgáltatók, harmadik feles szolgáltatásnyújtók és szabályozók) kezelésében és hozzáférését tekintve az igényelt mérési adatokhoz?

Ezen kérdéseknél az IFIEC a DSO-k jövőbeli szerepéről folytatott CEER általi nyilvános konzultációra adott válaszára kíván hivatkozni. – Ld. csatolt dokumentum!

15. Az elosztási tarifáknál szükséges-e európai megközelítés? Ha igen, akkor milyen aspektusait kell lefedni: pl. tarifa struktúra és/vagy tarifa komponens (fix, kapacitás vagy energia tarifa, időbeli vagy helybeli különbségtétel) és hogyan kell a saját termelőket kezelni?

IFIEC elviekben támogatja azon elképzeléseket, melyek a harmonizált tarifa módszereket és struktúrákat célozzák, mind az átvitelre, mind az elosztásra vonatkozóan.

IFIEC speciális figyelmet szentel az alábbi aspektusoknak:

-A növekvő hálózati költségek lényegében a termelési oldal változásának köszönhetőek és nem annyira a terhelési oldalnak (megújuló kapacitások csatlakozása, néha messzire a meglévő hálózatoktól és/vagy terhelésektől, az időszakos kapacitások növekvő kiegyenlítési és back-up szükséglete, növekvő határon keresztüli kapacitás hogy megbirkózzunk a megújuló termelés nagyobb koncentrációjával…). Az IFIEC ezért ragaszkodik ahhoz, hogy növekszik az igény a hálózathasználók között a hálózati költségek fair elosztására. Ez eleve megköveteli a költség-okozás fogalmának tiszta interpretációját (a hálózati költségeket az okozó fizesse) és a 838/2010-es szabályozás felülvizsgálatát.

-Néhány országban ösztönzők kerültek bevezetésre a hálózat üzemeltetői részére, hogy díjazzák a speciális tevékenységeket. Ebben a tekintetben:

        -IFIEC elvileg nem fogadja el azon ösztönzők bevezetését, amelyek a TSO-k/DSO-k normál tevékenységéhez (és amely már megfelelően díjazva van) kapcsolódik.

        -Csak azon különleges teljesítmények díjazhatóak extra ösztönzőkkel, amelyek a villamos energia rendszer teljes költségét tisztán csökkentik - összehasonlítva a normál TSO/DSO működéssel - a hálózathasználók számára. Az ösztönzőknek arányosnak kell lenniük az extra előnyökkel, melyet az adott teljesítmény jelent a hálózathasználók számára.

        -Az ösztönzők bevezetése nem vezethet költség-hatékonytalansághoz, sem olyan jelzésekhez a TSO-k/DSO-k felé, hogy elhalasztásra kerülnek projektek, amíg egy ösztönző bevezetésre nem kerül.

        -Transzparensnek kell lenni annak, ahogyan a TSO/DSO felhasznál egy megkapott támogatást.

        -A hálózathasználókkal konzultálni kell a megkívánt TSO/DSO tevékenységről és a támogatás mértékéről.

-A közszolgáltatási kötelezettségeket (PSO – public service operations), melyek a TSO/DSO-kat terhelik az általános, köz-erőforrásokból kell finanszírozni.

-A tarifák nem finanszírozhatnak általános politikai célokat. Azoknak a hatékony hálózati működés valódi költségeit kell tükröznie és az okozó fizet/okozó kapja elven kell azokat allokálni.

16. Tekintve hogy az energiatőzsdék szerves része a piac összekapcsolásnak – szükségesek-e irányítási szabályok?

A tőzsdék kritikus szerepet töltenek be a piac működésében – néhány szabályozási beavatkozás szükséges és a mechanizmusokra és a piaci eredményekre vonatkozó transzparencia elengedhetetlen.

17. Szükséges-e harmonizált módszer az energiarendszer megfelelőségének megítéléséhez?

Az energiarendszer megfelelőségének megítélési módszerét harmonizálni kell és nyilvánossá kell tenni.

18. Mi lenne a megfelelő geográfiai terjedelme a harmonizált, megfelelőségi módszernek és annak megítélésének (pl. EU-szintű, regionális vagy nemzeti+szomszédos országaik)?

A módszert harmonizálni szükséges EU-szinten, de a megítélést szükséges releváns nemzeti szinten tartani.

19. A jelenleg különböző rendszer megfelelőségi szabványok egymáshoz történő igazítása az EU-n belül hasznos lenne-e egy hatékony egységes piac kiépítésénél?

Határozottan hasznos lenne. Továbbá, mind az interkonnektorokat, mind a termelést figyelembe kell venni a megfelelőség megítélésében. Garantálni kell, hogy a szállításbeli, vagy a termelői létesítményekben történő beruházások egyenlő alapon legyenek kezelve a megfelelőség ügyében.

20. Lenne-e előnye egy közös európai keretrendszernek a kapacitás mechanizmusokban a határon keresztüli részvételnek. Ha igen, melyek lennének ezen keretrendszer elemei? Lenne-e előnye, ha referencia modelleket szolgáltatnánk a kapacitás mechanizmusokra? Ha igen, hogyan kellene ezeknek kinézniük?

IFIEC Europe számára, a CRM-ek csak mint végső megoldás vezethetőek be; abban az esetben is, mindig ideiglenesnek kell lenniük és speciális feltételekkel. Azonban, ha a CRM-eket bevezetik, IFIEC Europe támogatja a határon keresztüli részvételt, amennyiben ez sokkal költséghatékonyabb és hatásos megoldásra vezet.

21. A döntés a kapacitás mechanizmusok bevezetéséről alapuljon-e az energia rendszer megfelelőség megítélésének harmonizált módszerén?

IFIEC Europe számára, a CRM-ek csak mint végső megoldás vezethetőek be; abban az esetben is, mindig ideiglenesnek kell lenniük és speciális feltételekkel. Azonban, ha a CRM-eket bevezetik, preferált lenne egy harmonizált módszer az energiarendszer megfelelőségének megítélésében.

Az ereti angol tartalom

 

2/10/2015

European Commission Consultation on a new Energy Market Design

Draft Response by IFIEC Europe

About IFIEC Europe

IFIEC (International Federation of Industrial Energy Consumers) Europe is an international non-profit association, established in 1989 to represent the interests of industrial energy users in Europe for whom energy is a significant component of production costs and a key for competitiveness in their activities in both Europe and throughout the world.

 

IFIEC Europe was founded on the belief that competitive energy supply, responsible use of energy and consumer choice and flexibility, are the necessary ground rules for competitive and sustainable industrial activity in Europe.

 

IFIEC Europe represents 16 national European federations that comprise - on a cross-sectoral level - those industrial sectors for which energy is a significant component of production costs. IFIEC´s membership represents a diverse set of industries including: aluminium, automobile, brewing, cement, chemical, copper, fertilizer, food, glass, industrial gases, metals, paper, pharmaceutical, plastics and steel.

 

IFIEC Europe´s mission is to anticipate and to respond to the evolving requirements of those sectors by proposing policies that allow realistically priced energy to be available. This will allow them to continue to improve energy efficiency and environmental performance whilst ensuring international competitiveness both in Europe and throughout the world.

 

Objectives

The objectives of IFIEC Europe are to:

  • ensure an open, transparent and competitive market for electricity and natural gas, based on well balanced and secured supply;
  • ensure choice and flexibility for industrial energy users to negotiate competitive conditions adapted to their differentiated consumer profiles in terms of supply load, continuity, flexibility, duration and price;
  • ensure regulated third party access to electricity and natural gas infrastructures under non-discriminatory and transparent conditions;
  • stimulate improved efficiency in the use of energy resources through cost-efficient opportunities and measures;
  • contribute to the reduction of CO2 and other greenhouse gases within a framework that preserves industrial competitiveness.

 

 

Introduction

As the mission statement and objectives of IFIEC Europe show, we have been supportive of the European energy markets liberalization and integration process from the very beginning in the early ‘90s. IFIEC members strongly believe that open markets and fair competition will lead to competitive prices and improved security of supply for all consumers.

 

IFIEC Europe is in favor of a balanced climate and energy policy, based on the traditional 3 pillars (competitiveness, security of supply and environment/climate targets) but has seen a gradual move during the last decade to a vision where the introduction of more and more renewable energy sources becomes the sole target, while competitive prices and security of supply are seen more and more as “secondary targets”. The consultation document at various levels clearly shows this break with the past: the word “competitive(ness)” appears twice in the document, “security” 19 times and “renewable(s)” 47 times…

 

IFIEC is therefore worried about the future of industry in Europe and very particularly about the attractiveness of Europe for future investments in industrial activities: industrial activity, including the involved value added and jobs, has progressively decreased since the beginning of the economic crisis in 2008. Companies active in energy intensive industries in Europe are generally price takers in a mostly global market and cannot pass on additional costs to their customers. Restoring global energy cost competitiveness is a priority. Solutions exist but must address all energy cost components and require strong political support. Increasing the industry’s share in GDP is and should remain one of the goals of the Commission, not only because of the immediate economic benefit (jobs, value added, trade surplus, innovation, …) but also because solutions for societal challenges (climate change, food poverty, access to clean water, …) will have to be developed by these same industries.

 

IFIEC Europe also clearly wants to point out that the European carbon Emissions Trading Scheme (ETS) cannot be used as a tool to promote a specific (electricity generation) technology, as the consultation document suggests. It has not been designed to do so, but to reduce emissions at the lowest possible cost. The carbon price required to make RES-E competitive (at least 100-200 €/ton of CO2, compared to current levels of 8€/ton) is in any case far too high, and would make industrial activities virtually unviable within the EU.

QUESTIONS

  1. Would prices which reflect actual scarcity (in terms of time and location) be an important ingredient to the future market design?

Yes, in a well-functioning energy only market (EOM), scarcity will lead to market prices that provide investment signals to ensure system adequacy. Government intervention clearly impacts the market, which then fails to give a clear price signal to trigger investment in non-subsidized technology.

Would this also include the need for prices to reflect scarcity of available transmission capacity?

Yes, congestion (the consequence of scarcity of transmission capacity) between price zones will translate into diverging electricity commodity prices. Price divergence caused by lack of transmission capacity should be countered by investments in additional transmission capacity and more efficient use of the existing.Grid investments must be based on a socio economic cost benefit analysis, and financed on a cost-reflectiveness base (causer pays).

  1. Which challenges and opportunities could arise from prices which reflect actual scarcity? How can the challenges be addressed? Could these prices make capacity mechanisms redundant?

The concept of a liberalized electricity market as such will lead to increased market price volatility, because the reserve capacity margin will be significantly lower than in a regulated system in order to lower the total cost of the electricity system. This will, in turn, make flexibility more interesting for the system. Flexibility can take the following forms:

  • Demand Side Management in all market segments (residential, offices, services industries, distribution, industrial consumers, …)
  • Storage

In a competitive market, a permanent trade-off will take place between available flexibility and the need for investments in additional generation capacity. The latter will only take place if the price signal sufficiently strongly indicates the need for this capacity and until that, flexibility present in the system will bring generation and load in balance.

Only in case the market fails to lead to generation adequacy, capacity mechanisms can be envisaged as a last resort solution. For IFIEC Europe, first the root causes of the problem, i.e. the lack of investment signals in the prices due to the massive investments in subsidized intermittent generation capacity should be resolved, and all other government interventions on the market such as price caps must be resolved. Therefore, some other measures need to be taken first, such as:

  • phase out existing subsidies for current technologies (which should rapidly become fit for the market) and, in general, support only R&D and small-scale demonstration projects
  • fully integrate all generation plants of all technologies into the market
  • promote voluntary demand response in all market segments
  • improve the competitiveness of the European natural gas market by diversifying supply sources - e.g. by allowing exploration of shale gas where economically and environmentally justified - in a well functioning market
  • increase transmission and interconnection capacity and optimize allocation and congestion mechanisms in a non-discriminatory, cost effective way
  • stimulate research into economically viable storage.

 

Even then, if a CRM is introduced, it should comply with a number of strict requirements:

  • it should aim at solving a specific, well-defined problem (e.g. generation adequacy issue: local peak demand, system imbalance because of intermittency…)
  • the need for its introduction has to be well documented (incl. cost impact assessment)
  • it should be temporary (increasing interconnections will progressively reduce the size of the problem), cost efficient and have minimum impact on market functioning and integration
  • the introduction of multiple CRMs in a single regional electricity market should be avoided
  • it should be financed by those who created the problem which CRMs aim to solve: causer / payer principle
  • It should be non-discriminatory; i.e. everyone should be able to participate, load, production, storage and participation should not be limited to national players.

Yet another challenge is a political one: for price signals to work as investment signals, they must be reliable. For a market player to invest in new generation (or load-shifting) capacity, he needs certainty that price peaks, necessary to refinance the investment, might not be offset by political intervention, e.g. by introducing price caps or floors. Therefore, a credible political commitment is needed not to interfere in price formation.

  1. Progress in aligning the fragmented balancing markets remains slow; should the EU try to accelerate the process, if need be through legal measures?

Any well-functioning integrated energy market needs a well-functioning integrated balancing market. The EU should take all necessary measures in order to ensure balancing market integration as soon as possible. The ongoing Balancing Pilot Projects are promising steps to an integrated balancing market. However, compliance of these and any regional initiative with the overall European target model is paramount. Otherwise, a fragmented market is likely to remain.

  1. What can be done to provide for the smooth implementation of the agreed EU wide intraday platform?

 

The Cross-Border Intraday Market Project seems well underway, and should lead to a final solution for all involved price zones by mid-2017. For IFIEC Europe, it is important that all involved parties, especially Power Exchanges and TSOs, continue to fully and actively support the timely implementation of this project in a transparent way. Furthermore, IFIEC Europe hopes all non-involved European countries join the project as soon as possible.

Local Implementation Projects (LIPs) should be implemented in full compliance with the target model to foster initial operational experience with intraday market coupling.

  1. Are long-term contracts between generators and consumers required to provide investment certainty for new generation capacity? What barriers, if any, prevent such long-term hedging products from emerging? Is there any role for the public sector in enabling markets for long term contracts?

Long-term contracts are an instrument to mane risks. This can be done between producers and consumers but also between financial players, aggregators and suppliers. Market players have to manage their risks and therefore a competitive, undisturbed, and liquid market is a prerequisite. The public sector should limit itself to setting the requirements for creating a well-functioning market.

Voluntary long-term contracts are one of the appropriate tools to give incentives to investors, both in electricity generation (where they can benefit from a stable and predictable income) and in industrial activities (where investors can benefit from visibility on the pricing process for a certain period in time). Competition rules should therefore allow interested market participants to manage risk through this type of contracts without the intention to foreclose the market. Wherever specific barriers exist that hinder the conclusion of these contracts, they should be removed.

Furthermore, liquid financial forward markets will improve confidence among market participants, and support long-term contract negotiations. Optimal use of the transmission network is vital. As IFIEC underlined before, TSO’s should not be forced to sell long-term transmission rights. In any case, industry consumers must not bear the risk of TSO’s potential loss from selling FTR’s

[Another major barrier for long-term investment decisions and related contract negotiations is the uncertainty regarding the regulatory framework, incl. post-2020 ETS framework[f1].]

  1. To what extent do you think that the divergence of taxes and charges levied on electricity in different Member States creates distortions in terms of directing investments efficiently or hamper the free flow of energy?

IE believes that taxies and levies disturb the internal market. National taxes and levies are government interventions and influence investments directly. Moreover, as the European Commission confirmed itself at several occasions, taxes and levies weigh heavily on European Industry global competitiveness and on the level playing field inside the EU. IFIEC therefore strongly defends the idea to phase out all specific taxes and levies on energy / electricity consumption that finance objectives of public interest.

  1. What needs to be done to allow investment in renewables to be increasingly driven by market signals?

 

The only way to achieve this is to make renewable energy sources competitive with other, traditional energy sources, taking into account the total cost of the electricity system. This needs a quick phase out of all subsidies for technologies already in the market. To reach the renewable goals substantial efforts in Research & innovation are needed rather than huge budgets on the back of the electricity consumer in view of prematurely scaling up these technologies.
Moreover, and since intermittent renewable electricity is becoming an important part of the electricity supply in most MS, it is important that renewable electricity be integrated into the electricity market, i.e. that RES-E operators act as much as possible like any other power producer as a market participant and respond to market signals and do not lead to market distortion due to priority access, needing extensive balancing and backup of the system.

  1. Which obstacles, if any, would you see to fully integrating renewable energy generators into the market, including into the balancing and intraday markets, as well as regarding dispatch based on the merit order?

Intermittent renewable energy sources do not deliver the products needed by consumers. Integration of these technologies requires complementary services (to be included in the total cost of these technologies) to transform this type of generation into marketable products. Again, in a well-functioning competitive market, suppliers and/or BRPs will only take these technologies in their resources portfolio if they are competitive to other energy sources.

As concrete obstacles, IFIEC Europe would like to mention:

  • Priority grid access
  • The lack of balancing responsibility
  • Prices that are not driven by market signals (.E. feed in tariffs instead of feed-in premiums
  1. Should there be a more coordinated approach across Member States for renewables support schemes? What are the main barriers to regional support schemes and how could these barriers be removed (e.g. through legislation)?

 

The target should be to phase out subsidies as quickly as possible. IE favors all cost-efficient solutions to bring the total cost of the electricity system down.It is not by creating different layers of support (for renewables, for capacity, in future (maybe) for storage) or by harmonizing support schemes that competitiveness will be restored. EU should make a clear choice either for the market with a marginal price system but without subsidies, or for a “steered” system but without marginal pricing. In the absence of such a clear choice, consumers will keep on paying taxes and surcharges, subsidies and additional grid costs on top of a commodity price, driven by a marginal price, which in turn will be boosted by ETS. This combination cannot provide for competitive electricity prices for industry.

  1. Where do you see the main obstacles that should be tackled to kick-start demand- response (e.g. insufficient flexible prices, (regulatory) barriers for aggregators / customers, lack of access to smart home technologies, no obligation to offer the possibility for end customers to participate in the balancing market through a demand response scheme, etc.)?

IFIEC, together with European sector organizations, worked out a number of recommendations for stimulating the development of voluntary demand response:

  • Give visibility: there is a need for a stable regulatory framework guaranteeing a fair remuneration for DSR
  • Give priority to cost efficient solutions
  • The first objective of industry is to produce:
    • DSR cannot solve structural capacity shortages and can only be introduced on a voluntary basis
    • The potential for DSR can be increased but this requires investments
    • Remove the main obstacles:
      • commercial/legal constraints: It is not always clear who is the owner of load flexibility (transfer of energy)
      • System constraints : minimum size (MW) and duration of products are sometimes incompatible with industrial constraints
      • Grid codes and tariffs need to be adjusted
      • all load flexibility must be able to find its way to the market or to TSO products
      • Improve transparency : give end consumers access to essential information (usually designed for generators, not for load)

For IFIEC Europe, any market design which forces the consumer to adapt his offtake to the availability of (intermittent) energy sources is unacceptable. Pushing increasing capacity of intermittent renewable energy sources into the electricity system by means of subsidies, will lead to increasing needs for system flexibility. This will not only lead to increasing volatility of the electricity price, but also to a progressively accelerating total cost of the electricity system. Ultimately, this will cause a shift from investments in the power industry to investments in other segments of the economy in order to increase system flexibility, up to a point where the required higher investment cost for the industrial consumer (more flexible production units and even additional production units only to be operated in periods of low prices) will no longer be compensated by the benefit of producing industrial goods in periods with a low electricity price. This will lead to an unbearable total cost of the electricity system for the industrial consumers and thus to delocalization of industrial activities outside Europe.

  1. While electricity markets are coupled within the EU and linked to its neighbours, system operation is still carried out by national Transmission System Operators (TSOs). Regional Security Coordination Initiatives ("RSCIs") such as CORESO or TSC have a purely advisory role today. Should the RSCIs be gradually strengthened also including decision making responsibilities when necessary? Is the current national responsibility for system security an obstacle to cross-border cooperation? Would a regional responsibility for system security be better suited to the realities of the integrated market?

IE supports all initiatives promoting cooperation between TSOs on the basis of common rules.

  1. Fragmented national regulatory oversight seems to be inefficient for harmonised parts of the electricity system (e.g. market coupling). Would you see benefits in strengthening ACER's role?

IE supports all initiatives promoting cooperation between NRAs with an increasing role for ACER as mediator, especially on cross-border issues.

  1. Would you see benefits in strengthening the role of the ENTSOs? How could this best be achieved? What regulatory oversight is needed?

ENTSO-E has a crucial role to play to harmonize grid operations across Europe. The consumers must be consulted and involved in the various stakeholder groups.

  1. What should be the future role and governance rules for distribution system operators? How should access to metering data be adapted (data handling and ensuring data privacy etc.) in light of market and technological developments? Are additional provisions on management of and access by the relevant parties (end-customers, distribution system operators, transmission system operators, suppliers, third party service providers and regulators) to the metering data required?

For these issues, IFIEC Europe would like to refer to its response to the recent CEER Public Consultation on the Future Role of the DSO (see response attached[f2]).

  1. Shall there be a European approach to distribution tariffs? If yes, what aspects should be covered; for example tariff structure and/or, tariff components (fixed, capacity vs. energy, timely or locational differentiation) and treatment of self-generation?

IFIEC in principle supports initiatives aiming at harmonizing tariff methodology and structure, both for transmission and distribution tariffs.

IFIEC asks specific attention for the following aspects:

-     Increasing grid costs are essentially due to evolutions on generation rather than on load side (connection of RES-E capacities, sometimes far away from existing grids and/or load sides, increasing balancing and back-up needs for intermittent capacity, increasing cross-border capacity for coping with higher concentration of RES-E production, …). IFIEC therefore insists on the increasing need for a fair distribution of grid costs between grid users. This would a.o. require a clear interpretation of the notion of cost-reflectiveness (grid costs to be borne by the causer) and a review of Regulation 838/2010.

-     In some countries, incentives are (being) introduced for grid operators to reward specific performances. In this respect:

  • IFIEC in principle cannot accept the introduction of incentives for TSOs/DSOs for performances linked to their “normal” (and already correctly rewarded) activities.
  • Only extraordinary performances clearly bringing down the total cost of the electricity system for grid users compared to normal TSO/DSO operations can be rewarded through extra incentives. The incentives should be proportional to the extra-benefits the performance implies for grid users.
  • The introduction of incentives cannot lead to cost inefficiencies nor to signals for TSO/DSO to postpone projects until an incentive is introduced.
  • It should be made transparent how the TSO/DSO use the received incentives.
  • Grid users must be consulted on the choice of TSO/DSO performances and the size of the incentives.

-     Public service obligations (PSO) imposed on TSOs/DSOs should be financed out of general public resources.

-     Tariffs should not be used for financing general policy objectives. They should reflect the real cost of efficient grid operation and be allocated on a causer pays/gets paid basis.

  1. As power exchanges are an integral part of market coupling – should governance rules for power exchanges be considered?

Power exchanges play a crucial role for market functioning: some regulatory oversight is needed and transparency on mechanisms and market results is a must.

17) Is there a need for a harmonised methodology to assess power system adequacy?

The methodology to assess power system adequacy must be harmonised and made public.

18) What would be the appropriate geographic scope of a harmonised adequacy methodology and assessment (e.g. EU-wide, regional or national as well as neighbouring countries)?

The methodology should be harmonised EU-wide but the assessment is essentially needed at relevant regional level.

19) Would an alignment of the currently different system adequacy standards across the EU be useful to build an efficient single market?

This would definitively be useful.

Furthermore, both interconnectors and generation should be taken into account in the adequacy assessment. It should be guaranteed that investments in transport or generation facilities are treated on equal footing in terms of adequacy.

20) Would there be a benefit in a common European framework for cross-border participation in capacity mechanisms? If yes, what should be the elements of such a framework? Would there be benefit in providing reference models for capacity mechanisms? If so, what should they look like?

For IFIEC Europe, CRMs can only be introduced as a last resort solution; in that case, they should always be temporary and address specific issues. If, however, CRMs were introduced, IFIEC Europe supports cross-border participation if it leads to more cost-efficient and effective solutions.

21) Should the decision to introduce capacity mechanisms be based on a harmonised methodology to assess power system adequacy?

For IFIEC Europe, CRMs can only be introduced as a last resort solution; in that case, they should always be temporary and address specific issues. If, however, CRMs were introduced, a harmonised methodology to assess power system adequacy would be preferable[H3].


 [H3]