Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) oraz Rada Europejskich Organów Regulacyjnych ds. Energii (CEER) pracują nad nowymi regulacjami dla rynku gazu ziemnego. W lipcu br. opublikowany został dokument – The Bridge Beyond 2025. Dokument poddany konsultacjom w ubiegłym tygodniu został zaktualizowany na podstawie wniesionych uwag.

W poddanym konsultacjom dokumencie przeprowadzono diagnozę obecnego rynku gazu oraz przedstawiono propozycje rozwiązań i zmian dotyczących czterech najważniejszych aspektów:

• dostępu do rynku gazu i jego monitoringu,
• taryf przesyłowych i alokacji zdolności transgranicznych,
• zarządzania infrastrukturą i nadzoru nad przedsiębiorstwami energetycznymi,
• nowych technologii w zakresie tzw. gazów niskoemisyjnych (zdekarbonizowanych) oraz proponowanych regulacji je obejmujących.

Dokument oraz przeprowadzone konsultacje mają być podstawą do podjęcia działań legislacyjnych dotyczących sektora gazowego oraz niektórych kwestii obejmujących sektor energii elektrycznej. ACER zmierza do utworzenia pakietu regulacji na wzór Pakietu Zimowego (Clean Energy for All Europeans), który tym razem objąłby sektor gazu ziemnego oraz kwestie dotyczące łączenia sektorów (market coupling).

W niniejszym artykule przedstawiono najważniejsze propozycje ACER, które mają znaleźć się w nowym pakiecie regulacyjnym. Dokumenty źródłowe znaleźć można na stronie CEER: https://www.ceer.eu/ceer-consultation-on-regulatory-challenges-for-a-sustainable-gas-sector

Dostęp do rynku i jego monitorowanie

ACER w pierwszej kolejności dokonuje oceny obecnego funkcjonowania rynku wskazując, że niektóre rynki gazu w UE wciąż borykają się z problemami związanymi z płynnością i poziomem konkurencyjności. Największe wyzwania w tym zakresie związane są głównie z uzależnieniem rynków gazu w poszczególnych państwach członkowskich od jednego źródła dostaw. Huby gazowe w regionie północno-zachodniej Europy (NWE) odnotowały najwyższą konwergencję cen w UE ze względu na podobne fundamenty rynku, łatwość dostępu dla dostawców, stabilny rozwój handlu, relatywnie niski koszt przesyłu i długoterminową nadwyżkę zarówno przepustowości, jak i surowca na rynku. Integracja cen w regionie Europy Środkowej i Wschodniej (CEE) poprawiła się w ostatnich latach, podczas gdy w regionie śródziemnomorskim jest ona dość słaba. Wynika to między innymi z niskich poziomów przepustowości interkonektorów, stosowanych taryf przesyłowych oraz braku konkurencyjności rynku.

ACER ocenia pozytywnie obecny stan wdrożenia docelowego modelu rynku gas (Gas Target Model; zob.: https://acer.europa.eu/Events/Presentation-of-ACER-Gas-Target-Model-/Documents/European%20Gas%20Target%20Model%20Review%20and%20Update.pdf ). Jednocześnie proponuje jednak, aby podstawowym narzędziem, mającym na celu zwiększenie konkurencyjności i płynności rynków, szczególnie w regionach, gdzie jest ona niewystarczająca, był monitoring rynku połączony ze zobowiązaniem odpowiednich podmiotów do reagowania w przypadku niekorzystnych wyników monitoringu.

Agencja wskazuje, że oprócz dotychczas monitorowanych wskaźników (w związku z wdrożeniem Gas Target Model),  mogą one ulegać zmianie i być rozszerzane, zaś kompetencja Agencji do mierzenia wyników rynkowych powinna wynikać z prawa UE. Agencja będzie uzyskiwać wymagane dane od krajowych organów regulacyjnych, OSP i innych zainteresowanych stron, a niektóre informacje są już dostępne w ramach zasad sprawozdawczości danych na mocy rozporządzenia REMIT. Wartości progowe dla tych wskaźników można wykorzystać jako mechanizm kontroli – ich osiągnięcie powinno prowadzić do podjęcia odpowiedniej reakcji. Reakcją taką w pierwszej kolejności ma być podjęcie przez krajowe organy regulacyjne bardziej szczegółowych analiz sytuacji rynkowej w celu ustalenia przyczyn takiego stanu rzeczy oraz wskazania możliwych narzędzi regulacyjnych do zastosowania. Zestaw narzędzi regulacyjnych powinien opierać się na narzędziach opisanych w docelowym rynku gazu (GTM), takich jak różne formy fuzji rynkowych. Może również obejmować inne narzędzia, takie jak dostosowania taryf lub programy uwalniania gazu (release programmes).

ACER zwraca również uwagę na prawne ograniczenia w dostępie do rynku.

Agencja wskazuje, iż pomimo istniejących wymagań koncesyjnych i rejestracyjnych służących między innymi ochronie funkcjonowania rynku przed szkodliwymi praktykami, w niektórych przypadkach wymogi te były niewystarczające i możliwe było łatwe dokonanie oszustw związanych z bilansowaniem (np. poprzez zajęcie pozycji na rynku bilansującym i opuszczenie rynku przed wymaganą płatnością). W celu uniknięcia tego typu zachowań, konieczne jest wprowadzenie dodatkowych rozwiązań, które polegałyby na rozsądnych kontrolach ex ante przeprowadzanych przez OSP (w celu rejestracji) lub kontrolach krajowego organu regulacyjnego (w odniesieniu do wymogów dotyczących koncesji i zabezpieczeń). W przypadku skazania przedsiębiorstw energetycznych za oszustwo, po przeprowadzeniu należytego postępowania, musi istnieć możliwość umieszczenia ich na „czarnej liście” w całej UE w celu wykluczenia z działalności na innych rynkach energii w UE. To samo może dotyczyć członków zarządu i spółek zależnych skazanych firm.

Jednocześnie na niektórych rynkach wymogi koncesyjne mogą stanowić barierę wejścia na rynek. Aby temu zaradzić, należy wprowadzić system wzajemnego uznawania koncesji. Gdy spółka obrotu uzyska koncesję w jednym państwie członkowskim, w oparciu o znormalizowane minimalne wymagania odnoszące się m.in. do wiarygodności i wypłacalności podmiotu oraz odpowiednich ram zabezpieczeń, koncesja ta powinna zostać automatycznie uznana w innych państwach członkowskich.

Taryfy przesyłowe i alokacja zdolności transgranicznych

ACER zwraca uwagę na model kształtowania taryf przesyłowych – są one oparte w głównej mierze na modelu krajowych punktów wejścia-wyjścia, co prowadzi do bardzo dużego zróżnicowania taryf w punktach transgranicznych – od około €0.5/MWh do  €2/MWh w granicach UE, aż do €3/MWh na zewnętrznych granicach UE. Stanowi to szczególny problem w przypadku niewielkich stref, gdzie gaz kilkakrotnie przepływa przez różne strefy wejścia-wyjścia i w związku z tym jest kilkakrotnie obciążany opłatami w tych punktach, nawet przy stosunkowo krótkich odległościach przesyłu (pancaking effect).

Agencja ocenia, że pomimo rozpiętości cen na rynkach gazu w UE, która spowodowana jest m. in. istniejącymi taryfami w punktach transgranicznych, obecna struktura taryf nie stanowi poważnego problemu, szczególnie biorąc pod uwagę fakt, że na rynku elektroenergetycznym rozpiętość cen jest znacznie większa. Niemniej Agencja spodziewa się, że w najbliższym czasie sytuacja może ulec zmianie, szczególnie na rynkach gazu, w których dobiegają do końca umowy długoterminowe, a rezerwacje przepustowości opierać się mają niebawem na produktach krótkoterminowych. Taryfy krótkoterminowe są często wyższe niż taryfy długoterminowe, co może pozwolić na zrównoważenie przychodów OSP, ale jednocześnie zwiększyć bariery w handlu i różnicę między kosztem krańcowym a opłatami.

Dodatkowo ACER podnosi, że różnice między strukturą taryf w gazownictwie i elektroenergetyce mogą skutecznie utrudniać konkurencję pomiędzy tymi rynkami w obszarach, gdzie technologie gazowe i elektroenergetyczne mogą być zastępowalne (np. w przypadku wykorzystania technologii power-to-gas).

Agencja podkreśla, że jeśli transgraniczne taryfy stanowią przeszkodę w handlu, istnieje szereg możliwych środków, które można by podjąć na szczeblu regionalnym. Agencja rekomenduje m. in. wprowadzenie możliwości obniżenia ceny rezerwowej (dopuszczalnej minimalnej ceny na aukcji) w transgranicznej alokacji zdolności przesyłowych na podstawie umowy między zainteresowanymi krajowymi organami regulacyjnymi, przy wsparciu ACER w roli mediatora w razie potrzeby. Kolejną proponowaną możliwością jest rozwiązanie strukturalne polegające na scaleniu stref wejścia-wyjścia w strefy regionalne. Każdy z tych środków można połączyć z mechanizmem rekompensat międzyoperatorskich (mechanizm ITC), aby zapewnić odzyskanie dozwolonych dochodów również dla OSP, dla których transgraniczny przesył gazu ma duże znaczenie. Może to być częścią szerszej zmiany, polegającej na stopniowym przywróceniu równowagi między taryfami transgranicznymi w UE a taryfami na granicach zewnętrznych. W przypadku wdrożenia regionalnego mechanizmu ITC potrzebne są dodatkowe wymogi w zakresie przejrzystości, w szczególności dotyczące obliczania i wartości dozwolonych dochodów, z poszanowaniem wymogów poufności.

W celu podjęcia kolejnych kroków związanych z łączeniem sektorów, krajowym organom regulacyjnym należy powierzyć zadanie przeglądu zastępowalności aktywów na rynku gazu i energii elektrycznej oraz zapewnienia, aby opłaty sieciowe gwarantowały równe szanse dla gazu i energii elektrycznej. Dodatkowo, w odniesieniu do alokacji zdolności przesyłowej, powinny istnieć zasady zapobiegające rezerwowaniu zdolności długoterminowej i przydzielaniu jej tylko jednemu użytkownikowi, w szczególności jeżeli zajmuje on już pozycję dominującą na rynku.

Nowe regulacje i zarządzanie infrastrukturą w odniesieniu do gazów niskoemisyjnych (decarbonised gases)

Technologie w zakresie tzw. gazów niskoemisyjnych obejmują mieszanie biogazu, biometanu, syntetycznego metanu lub wodoru z gazem ziemnym lub stosowanie biogazu, biometanu, syntetycznego metanu lub wodoru zamiast gazu ziemnego. Obejmują także technologię power to gas, mogą także obejmować wychwytywanie i wykorzystanie dwutlenku węgla lub w stosownych przypadkach magazynowanie.

Potencjalna ekspansja tych technologii wiąże się z szeregiem problemów technicznych, takich jak zdefiniowanie różnych produktów energetycznych pod względem technicznym, a także pod względem ich „ekologiczności”, oraz określenie norm technicznych dotyczących połączeń i jakości gazu. W przypadku, w którym mieszanie innych gazów z gazem ziemnym stanie się bardziej powszechne, różnice w standardach jakości gazu między państwami nie powinny stanowić bariery dla handlu.

Jak wskazuje Agencja, owe aktywa do produkcji „zielonego gazu” mogłyby powstać na konkurencyjnym rynku, wspierane na wczesnych etapach z uwagi na rozwój technologii w ramach polityki rządowej. Istnieje szeroka gama różnych technologii dekarbonizacji i nie wiadomo jeszcze, które z nich i w jakiej kombinacji zapewnią najbardziej ekonomiczne rozwiązania. Warunki, na jakich łączą się z istniejącym systemem gazowym oraz taryfy, powinny zapewnić tym technologiom niedyskryminacyjne warunki rozwoju, umożliwiając konkurencję na rynku hurtowym. W niektórych przypadkach mogą istnieć powiązane aktywa o cechach monopolistycznych, przykładowo w przypadku, gdy odbiorcy końcowi (szczególnie w przemyśle) są zaopatrywani w czysty wodór przesyłany siecią. W wielu krajach nie ma obecnie ram regulacyjnych dla tych aktywów i może być niejasne, czy będą lub powinny podlegać tym samym ramom regulacyjnym co sieci gazu ziemnego.

W przypadku technologii power to gas mogą wystąpić problemy, w których różnice w taryfach lub w zasadach rynkowych między sektorami gazu i energii elektrycznej będą powodować zakłócenia lub niezamierzone konsekwencje. Zwiększyć ryzyko mogą np. różnice między dniem gazowym a dniem energii elektrycznej (tj. okresami objętymi aukcjami dnia następnego).

• Zarządzanie infrastrukturą dedykowaną gazom niskoemisyjnym

Jednym z głównych problemów jest niepewność co do tego, w jaki sposób nowe aktywa i działalności będą traktowane w przepisach. System nie został zaprojektowany z myślą o nich i mogą one być traktowane inaczej w różnych krajach, w zależności od dokładnego brzmienia ustawodawstwa lub regulacji, stąd należy podkreślić potrzebę ujednolicenia definicji i kryteriów, które należy spełnić, aby produkt był oznaczony jako „niskoemisyjny” lub „zielony”. W przeciwnym razie niepewność ta może zniechęcać do inwestycji.

Obecnie odpowiedzialność za planowanie infrastruktury sieciowej spoczywa głównie na OSP na szczeblu krajowym, nadzorowanym przez krajowe organy regulacyjne, które określają finansowanie inwestycji, a w niektórych przypadkach zatwierdzają krajowe plany rozwoju, a także ENTSO na poziomie europejskim. Dodatkową rolę pełnią zaś Komisja Europejska i państwa członkowskie w procesie selekcji PCI oraz w zakresie przyznawania dotacji UE w ramach instrumentu „Łącząc Europę”. Planowanie to odbywa się przede wszystkim osobno dla sieci elektrycznych i gazowych. Chociaż Agencja wydaje niewiążące opinie na temat planów rozwoju sieci ENTSO, mają one mniejszy wpływ niż decyzje krajowych organów regulacyjnych, np. w sprawie finansowania. Sytuacja ta doprowadziła do pewnych wyzwań, takich jak rozbieżne poglądy na temat potrzeby infrastruktury do dostarczania gazu do Unii Europejskiej i niektórych infrastruktur transgranicznych czy potrzeba koordynacji planowania rozwoju rynku energii elektrycznej i gazu.

Ponadto w przyszłości granice między działaniami konkurencyjnymi a monopolistycznymi mogą się zacierać, a gaz i energia elektryczna mogą ze sobą konkurować. Wydaje się, że w przyszłości OSP mogą nie być neutralni dla rozwoju rynku. Elektryfikacja ogrzewania, rozwój technologii power to gas lub sieci rur przesyłających czysty wodór może zmienić wartość aktywów przesyłowych gazu (i energii elektrycznej). W niektórych krajach można już określić krajowe przepisy dotyczące gazu ziemnego, które będą miały zastosowanie do czystego wodoru, w zależności od sposobu jego wykorzystania. W innych państwach wodór może nie podlegać regulacji i znajdować się poza monopolem OSP i operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD). Agencja wskazuje również, że należy unikać inwestycji ukierunkowanych wyłącznie na paliwa kopalne lub wymagać szybkiego zwrotu wartości, a inwestycje w infrastrukturę gazową powinny być zabezpieczone na przyszłość, co oznacza, że powinny uwzględniać możliwość wykorzystania gazów „niskoemisyjnych” lub „zielonych”.

• Regulacje w zakresie gazów niskoemisyjnych

W związku z tym, że technologie w zakresie produkcji i wykorzystania gazów niskoemisyjnych wciąż się rozwijają i nadal nie ma pewności, które z nich będą stosowane w przyszłości i znajdą swoje miejsce w miksie energetycznym, Agencja zaleca dynamiczne podejście regulacyjne i przyjęcie już teraz spójnych zasad na poziomie unijnym zamiast tworzenia szerokich regulacji krajowych.

Przede wszystkim definicje i kryteria dotyczące gazów niskoemisyjnych powinny jednoznacznie określać różne rodzaje tych gazów oraz zakres, w jakim każdy z nich można uznać za „zielony” lub „niskoemisyjny”.

Zasadniczo preferowane powinno być podejście rynkowe do tworzenia nowej infrastruktury. Regulacja powinna być neutralna dla technologii i wspierać efektywne wyniki i inwestycje. W szczególności, w kontekście łączenia sektorów, należy dokonać przeglądu zasad rynkowych dotyczących gazu i energii elektrycznej, ponieważ wpływają one na wykorzystanie technologii power to gas, w celu zapewnienia uniknięcia nieuzasadnionych zakłóceń. Jeśli chodzi o rozwój nowych technologii i działań w zakresie gazu, można zastosować podejście analogiczne do zasad w zakresie magazynowania energii elektrycznej przyjętych w Pakiecie Zimowym.

Zasadniczo OSP i OSD nie powinni mieć możliwości inwestowania w potencjalnie konkurencyjne obszary. Tam, gdzie można zauważyć, że rynek nie przyniesie potrzebnych inwestycji, następnym krokiem powinno być wykorzystanie konkurencyjnych przetargów. Jeśli to się nie powiedzie, po dokładnej analizie kosztów i korzyści proponowanej inwestycji oraz wpływu na konkurencję, zaistnieje możliwość przyznania OSP i OSD ograniczonych wyłączeń, aby umożliwić im inwestowanie w celu uruchomienia rynku.

Opracowanie scenariusza na poziomie UE dotyczącego rozwoju technologii w zakresie gazów niskoemisyjnych jako podstawy dla TYNDP, powinno przynajmniej podlegać zatwierdzeniu przez Agencję, biorąc pod uwagę cele polityczne w krajowych planach energetycznych i klimatycznych. W tym względzie należy zauważyć, że obecnie nie wszystkie krajowe organy regulacyjne mają uprawnienia do zatwierdzania krajowych planów rozwoju, co należy zmienić. W ten sposób można zapewnić spójność między unijnym a krajowym podejściem regulacyjnym poprzez współpracę między Agencją a krajowymi organami regulacyjnymi.

Według Agencji, należy wziąć pod uwagę utworzenie ram regulacyjnych dla sieci czystego wodoru. Jakkolwiek może się to wydawać przedwczesne, ponieważ początkowe inwestycje są dokonywane na konkurencyjnym rynku (np. w celu wykorzystania wodoru w przemyśle), a nie jako aktywa sieciowe, to jednak niepewność co do przyszłych regulacji może utrudnić (i opóźnić) początkowe inwestycje. Niektóre zasady, takie jak dostęp stron trzecich, można potencjalnie uregulować na poziomie UE przed dokonaniem inwestycji. Tak jak ważne jest zapewnienie skutecznej regulacji sieci, tak ważne będzie unikanie niepotrzebnej regulacji działalności konkurencyjnej. Na przykład w przypadku, gdy wodór jest przesyłany do jednego użytkownika przemysłowego, nie jest konieczne nałożenie znacznych wymagań regulacyjnych. Gdyby jednak sieci wodorowe stały się powszechne, a tam, gdzie mieszanie gazu zdekarbonizowanego wzrośnie w istniejących sieciach, prawdziwą wartością byłoby zwiększenie płynności istniejących rynków i zrozumienie obowiązujących zasad i przepisów. Można to osiągnąć, rozszerzając obowiązującą dyrektywę i rozporządzenie w sprawie gazu poza gaz ziemny, tak aby obejmował gazy zdekarbonizowane, z wyraźnymi wyłączeniami dla bezpośrednich rur dla indywidualnych (lub małych grup) użytkowników przemysłowych, w przypadku gdy dodatkowe regulacje nie są uzasadnione.

Jednocześnie mechanizmy wsparcia (takie jak status PCI) przewidziane w rozporządzeniu w sprawie TEN-E można rozszerzyć na inwestycje wspierające transformację energetyczną, takie jak instalacje power to gas i instalacje na biogaz / biometan.

Autor: Dagmara Dragan, Adam Wawrzynowicz – radca prawny, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp. k.