Інтеграція українського ринку електричної енергії до ринку ЄС: правила, процедури та виклики регулювання

Поряд із низкою новел, спрямованих на сполучення ринків «на добу наперед» та внутрішньодобових ринків, приєднання до європейських платформ балансування, а також подальший розвиток ринку через появу нових форм участі та впровадження додаткових продуктів і послуг, Закон № 4834-IX змінює підхід до формування регуляторного середовища. Йдеться, зокрема, про механізми імплементації Україною мережевих кодексів та настанов ЄС, а також передбачених ними загальноєвропейських, регіональних та національних правил, порядків, умов, методик (методологій) (англ. Terms, Conditions or Methodologies, TCMs).

Закон № 4834-IX передбачає, що загальноєвропейські та регіональні TCMs, затверджені Агентством ЄС з питань співробітництва енергетичних регуляторів (ACER) або Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства (ECRB), підлягають безумовному виконанню учасниками ринку. Фактично це означає, що, впроваджуючи TCMs у своє законодавство, Україна визнає обов’язковість відповідних рішень ACER та ECRB на своїй території та бере на себе зобов’язання забезпечити їх застосування. Тобто НКРЕКП повинна буде затвердити перелік TCMs, що стануть обов’язковими для учасників ринку.  Попри те, що TCMs вважаються технічними документами, їх практична реалізація має значний економічний вплив, тому вкрай важливо, щоб українські суб’єкти розуміли роль і значення цих документів, ретельно аналізували їхній зміст та потенційні наслідки для ринку, а також відстоювали національні інтереси під час їх розроблення та навіть після затвердження.

У цій статті розглядаємо, що таке TCMs, які особливості їх формування та застосування передбачені законом, а також ключові виклики, які постають перед НКРЕКП та учасниками ринку.

Інтеграційний пакет у сфері електроенергетики та роль TCMs

Закон № 4834-IX створює засади для імплементації Інтеграційного пакета у сфері електроенергетики — сукупності актів законодавства ЄС, адаптованих для застосування у межах Енергетичного Співтовариства. Повна інтеграція ринків електричної енергії держав Енергетичного Співтовариства, зокрема України, до внутрішнього ринку ЄС ґрунтується на принципі взаємності (reciprocity), який передбачає, що правила ЄС застосовуються до суб’єктів Енергетичного Співтовариства на рівних умовах із внутрішніми суб’єктами ЄС.

Серед дев’яти актів, що входять до Інтеграційного пакета у сфері електроенергетики, п’ять становлять мережеві кодекси та настанови ЄС: настанови щодо розподілу пропускної спроможності та управління перевантаженнями (CACM), довгострокового розподілу пропускної спроможності (FCA), балансування (EBGL), експлуатації системи передачі (SOGL) та мережевий кодекс щодо аварійних ситуацій та відновлення електропостачання (ERNC). Ці акти містять конкретні вимоги щодо розроблення більш детальних правил і процедур (TCMs), які забезпечують їхню подальшу практичну реалізацію.

TCMs мають гармонізувати та операціоналізувати правила функціонування спільного ринку електричної енергії та експлуатації інтегрованих енергосистем, передбачених мережевими кодексами та настановами. Гармонізація через TCMs відбувається на трьох взаємопов’язаних рівнях:

1. Загальноєвропейські TCMs регламентують ключові процеси та механізми роботи спільного ринку електричної енергії, а також окремі системні функції, що потребують повної уніфікації. Вони спрямовані на забезпечення функціонування єдиних платформ, алгоритмів і процедур, які мають застосовуватися в усіх країнах ЄС та Енергетичного Співтовариства (наприклад, алгоритми сполучення ринків «на добу наперед» та внутрішньодобових ринків, європейські платформи балансування).
2. Регіональні TCMs поєднують гармонізацію з можливістю врахування регіональної специфіки. Регіональні TCMs охоплюють кілька держав, об’єднаних у регіони в межах ЄС та/або Енергетичного Співтовариства. Такі регіони формуються залежно від конкретних цілей та потреб ринку, передбачених мережевими кодексами та настановами. Зокрема, йдеться про регіони розрахунку пропускної спроможності (Capacity Calculation Region) для цілей CACM та FCA або регіони координації відключень (Outage Coordination Region) для цілей SOGL. Структура регіонів не є сталою. Так, відповідно до останнього рішення ACER щодо визначення регіонів розрахунку пропускної спроможності, в Європі функціонують дев’ять основних регіонів, а також три додаткові регіони, створені для інтеграції країн Енергетичного Співтовариства (East-Central Europe, Eastern Europe та Italy-Montenegro). При цьому окремі основні регіони наразі об’єднуються у більші регіональні конфігурації.
3. Національні TCMs стосуються питань, що мають бути врегульовані та реалізуються на рівні окремої держави, зокрема щодо умов участі на ринку електричної енергії, національних аспектів балансування або експлуатації енергосистеми. Національні TCMs, як правило, не потребують міждержавної координації, але мають відповідати цілям мережевих кодексів та настанов, принципам конкуренції, прозорості та недискримінаційності.

Розроблення, затвердження та застосування TCMs

TCMs розробляються операторами систем передачі та/або номінованими операторами ринку (NEMO) як суб’єктами, що володіють необхідною експертизою та технічними даними, щоб запропонувати оптимальні технічні рішення для інтеграції ринку. Перед поданням на затвердження проєкти TCMs проходять обов’язкові публічні консультації із зацікавленими сторонами. Залежно від рівня регулювання проєкти TCMs подаються на затвердження ACER, ECRB або відповідним національним регуляторам. Таким чином, формування TCMs є результатом спільної роботи операторів та регуляторів різних рівнів, із залученням широкого кола зацікавлених сторін.

ACER моніторить впровадження TCMs в державах ЄС. За даними ACER, з 2016 року прийнято понад 190 TCMs. Не всі вони поширюватимуться на Україну, але ця цифра дає уявлення про обсяг технічних правил і процедур, які наразі регулюють функціонування ринку електричної енергії ЄС.

Проте навіть у межах ЄС впровадження TCMs залишається складним завданням. За результатами моніторингу ACER опублікувало рекомендації для Європейської Комісії, у яких звернуло увагу на суттєві затримки з практичною реалізацією TCMs на загальноєвропейському та регіональному рівнях, зокрема у сферах балансування, експлуатації системи та довгострокового розподілу пропускної спроможності. За оцінкою ACER, такі затримки можуть перешкоджати належному функціонуванню європейської енергосистеми та створювати економічні витрати для учасників ринку і споживачів. 

Окремою проблемою ACER визначає колективне невиконання зобов’язань (collective non-compliance). Йдеться про випадки, коли всі оператори систем передачі або всі номіновані оператори ринку зобов’язані спільно виконати певний обов’язок щодо TCMs, але його реалізація затримується або він колективно не виконується. ACER зазначає, що існує низка причин таких затримок, зокрема технічна складність і взаємозалежність TCMs, зміна вимог у процесі їх розроблення та впровадження, технічні й ресурсні обмеження, строки реалізації, кількість і різноманітність залучених суб’єктів, а також система управління процесом ухвалення регіональних рішень. Основним викликом у цих випадках є відсутність чіткого розподілу відповідальності між операторами, а також відмінності в національних процедурах застосування санкцій за такі порушення.

Для України загальноєвропейські та регіональні TCMs потребують особливої уваги, оскільки їх транскордонний характер зумовлює вихід за межі національного регулювання. Якщо загальноєвропейські TCMs підлягають застосуванню Україною у вигляді, затвердженому ACER (це передбачено мережевими кодексами та настановами, адаптованими для Енергетичного Співтовариства, і відповідно закріплено в Законі № 4834‑IX), то формування регіональних TCMs вимагає активної участі національних суб’єктів і базується на тісній співпраці, координації та узгодженні інтересів між державами регіону.

Закон № 4834‑IX не встановлює процедур формування регіональних TCMs, а лише наділяє оператора системи передачі (НЕК «Укренерго»), номінованих операторів ринку (АТ «Оператор ринку») та Регулятора (НКРЕКП) функціями, правами та обов’язками щодо співпраці з відповідними суб’єктами інших держав, розроблення та затвердження регіональних TCMs. Детальні вимоги щодо розроблення, проведення консультацій, узгодження та затвердження TCMs, а також строки та порядок взаємодії між операторами систем передачі, номінованими операторами ринку, національними регуляторами, а також ACER та ECRB, включаючи механізми врегулювання розбіжностей, визначені в самих мережевих кодексах та настановах. Тому в частині цих процедурних питань українські суб’єкти мають керуватися саме положеннями мережевих кодексів та настанов, а не національним законодавством.

У випадку, коли національним регуляторам не вдається досягти згоди щодо змісту регіональних TCMs, зокрема через потенційно різні економічні наслідки для залучених держав (вплив на обсяг транскордонної торгівлі електроенергією, тарифи та витрати учасників ринку тощо), процедура передбачає ескалацію на рівень ACER або ECRB, які ухвалюють рішення щодо затвердження відповідних TCMs. Розподіл повноважень між ACER та ECRB здійснюється з урахуванням географії поширення відповідних TCMs. За загальним правилом ACER здійснює наднаціональні повноваження щодо TCMs, які охоплюють як держави-члени ЄС, так і держави-сторони Енергетичного Співтовариства, тоді як повноваження ECRB фокусуються на відносинах між державами Енергетичного Співтовариства.

Таблиця 1 узагальнює ієрархію TCMs, розподіл повноважень щодо затвердження, а також закріплений у Законі № 4834-IX підхід до їх впровадження і застосування на території України.

Організаційні виклики та можливості участі у формуванні TCMs

Практична реалізація механізму введення загальноєвропейських та регіональних TCMs в українське регуляторне поле через затвердження їхнього переліку, як передбачено Законом № 4834-IX, вимагатиме від НКРЕКП врегулювання певних організаційно-технічних аспектів.

• Відстеження змін та актуалізація. Відповідно до закону Регулятор має оновлювати затверджений ним перелік загальноєвропейських та регіональних TCMs у разі внесення змін до актів законодавства Енергетичного Співтовариства, передусім мережевих кодексів і настанов, які безпосередньо і визначають перелік TCMs.

Навіть за незмінності їхнього переліку положення TCMs періодично переглядаються. Практика свідчить, що до частини загальноєвропейських та регіональних TCMs зміни вносилися неодноразово. Такі зміни зазвичай проходять обговорення стейкхолдерів, а затверджує їх ACER або регулятор регіону. Оскільки Закон № 4834-IX зобов’язує Регулятора, оператора системи передачі та номінованих операторів ринку оприлюднювати тексти відповідних TCMs на своїх вебсайтах, у разі внесення ACER змін до них має забезпечуватися і оновлення оприлюднених текстів, навіть попри відсутність прямої вказівки на це в законі.

Закон № 4834-IX встановлює, що рішення ACER про затвердження загальноєвропейських та регіональних TCMs, а також змін до них, підлягають виконанню учасниками ринку, і покладає на Регулятора завдання забезпечувати застосування TCMs учасниками ринку в межах затверджених переліків. Тобто, хоча розроблення та затвердження загальноєвропейських та регіональних TCMs здійснюються на рівні ЄС або регіональному рівні, впровадження та контроль за їх виконанням відбуваються на національному рівні. Цим зумовлюється необхідність посилення інституційної спроможності НКРЕКП та запровадження внутрішніх організаційних процедур для виконання цієї функції, зокрема системне відстеження змін до TCMs, своєчасна актуалізація оприлюднених версій, контроль їх застосування учасниками ринку.

• Пріоритетність мови у разі розбіжностей. Закон № 4834-IX покладає на Регулятора обов’язок забезпечити переклад загальноєвропейських та регіональних TCMs на українську мову. Відповідно, TCMs мають оприлюднюватися на вебсайтах Регулятора, а також оператора системи передачі та номінованих операторів ринку, українською та англійською мовами.

З огляду на те, що Регулятор затверджує саме перелік TCMs, а не їхні автентичні тексти, логічно для цілей тлумачення та застосування виходити з пріоритету мови оригіналу, тобто англійської. При цьому переклад українською мовою виконує необхідну допоміжну функцію, зокрема застосування всіма учасниками ринку уніфікованого українського тексту. У цьому контексті НКРЕКП доцільно заздалегідь формалізувати підхід до вирішення можливих розбіжностей між англомовною та україномовною версіями TCMs для забезпечення визначеності та передбачуваності (наразі закон не передбачає, що переклад НКРЕКП матиме офіційний статус).

Поряд із налагодженням цих доволі технічних організаційних процесів важливо посилювати ранню участь НКРЕКП, оператора системи передачі та номінованих операторів ринку в формуванні змісту TCMs — там, де така участь можлива, і в спосіб, доступний для українських суб’єктів. Ефективність цієї участі значно залежатиме від інституційної залученості операторів і НКРЕКП, а також від їхньої здатності системно використовувати наявні механізми та професійні майданчики.

Можливості впливу на зміст загальноєвропейських TCMs, які розробляються операторами ЄС і мають застосовуватися в редакції, затвердженій ACER, обмежені. Наразі така участь може бути пов’язана переважно з процедурами внесення змін до вже затверджених загальноєвропейських TCMs. Проте навіть в обмеженому форматі українські суб’єкти можуть долучатися до цих процесів через участь у робочих та експертних групах, формальних і неформальних обговореннях та консультаціях. Ключовими майданчиками для цього є:

• Європейська мережа операторів системи передачі електричної енергії (ENTSO-E), повноправним членом якої НЕК «Укренерго» є з 2024 року. У межах ENTSO-E проєкти TCMs або зміни до них опрацьовуються на галузевому рівні в спільних робочих групах. Крім того, для залучення різних стейкхолдерів діють комітети (European Stakeholder Committees), організовані спільно ENTSO-E та ACER, які охоплюють як ринкові, так і технічні сегменти та доповнюють формальні консультаційні процедури. У консультаціях на базі цих комітетів, крім операторів систем передачі, можуть брати участь інші зацікавлені сторони, зокрема номіновані оператори ринку, оператори систем розподілу, інші учасники ринку, а також національні регулятори, галузеві організації та асоціації.
• Комітет номінованих операторів ринку (All NEMO Committee). Наразі українські оператори можуть брати участь у його роботі як спостерігачі. Зокрема АТ «Оператор ринку» є спостерігачем в All NEMO Committee з 2022 року. Це дає можливість долучатися до засідань, робочих груп і підгруп.
• Робочі та експертні групи ACER, у яких НКРЕКП також може брати участь за умови отримання статусу спостерігача.

Активна фахова участь українських суб’єктів у напрацюванні консолідованих позицій та пропозицій, що формуються в межах перелічених форматів, може допомогти впливати на зміст проєктів документів, які згодом будуть затверджені ACER.

Щодо регіональних TCMs, як уже зазначалося, мережеві кодекси та настанови детально регламентують порядок участі операторів і Регулятора в їх формуванні. Окремої уваги потребує питання захисту національних інтересів у випадках, коли затвердження регіональних TCMs ескалюється на рівень ACER. Європейська практика свідчить, що рішення ACER можуть бути переглянуті, а національні регулятори та учасники ринку мають право на повноцінний юридичний захист як через апеляційні процедури в межах ACER, так і шляхом судового оскарження.

Право на оскарження рішень ACER

Закон № 4834-IX передбачає право будь-якої фізичної або юридичної особи оскаржити рішення АСЕR, якщо воно прийняте щодо неї або щодо інших осіб, але впливає на її права, обов’язки чи інтереси. Це стосується, зокрема, рішень про затвердження TCMs або змін до них. Суб’єктами оскарження можуть бути також Регулятор, оператор системи передачі, інші залучені учасники ринку або зацікавлені сторони. При цьому Закон № 4834-IX не визначає сам порядок оскарження рішень АСЕR, а відсилає до актів законодавства Енергетичного Співтовариства, які містять відповідну процедуру. Насамперед ідеться про адаптований Регламент (ЄС) 2019/942 про заснування Агентства Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів.

Звернення щодо оскарження розглядає незалежний орган у структурі ACER — Апеляційна рада (Board of Appeal). Звернення до Апеляційної ради є першим кроком, що передує можливості судового оскарження. Подача апеляції не зупиняє дію оскаржуваного рішення ACER автоматично, однак Апеляційна рада має дискрецію зупинити його виконання на час розгляду, якщо визнає обставини достатньо серйозними. Розгляд справи триває до чотирьох місяців, після чого Апеляційна рада може або підтвердити рішення ACER, або направити його на повторний розгляд до ACER (із конкретними обов’язковими вказівками щодо змін або без них). Після вичерпання порядку оскарження в Апеляційній раді можна звернутись до судових органів ЄС, а саме Загального суду ЄС, де розгляд питання може тривати протягом декількох років.

Показовими тут є дві нещодавні судові справи, пов’язані з оскарженням рішень Апеляційної ради щодо TCMs, а опосередковано — і рішень ACER про затвердження цих TCMs. Ці справи стосувалися меж повноважень та підходів ACER під час затвердження регіональних TCMs, зокрема того, чи може ACER через затвердження технічних документів встановлювати додаткові істотні вимоги (умови, критерії та порогові значення), які прямо не передбачені регламентами ЄС або не відповідають положенням, встановленим ними.

Так, в об’єднаних справах T-600/23 та T-612/23 (Федеральне мережеве агентство Німеччини (BNetzA) та Федеративна Республіка Німеччина проти ACER) оскаржувався підхід ACER до методики розрахунку міжзональної пропускної спроможності для регіону розрахунку пропускної спроможності «Core» (охоплює 13 країн Центральної та Східної Європи, зокрема Німеччину) для ринку «на добу наперед» та внутрішньодобового ринку.

Предметом оскарження були окремі пункти методики, які встановлювали для операторів систем передачі додаткові умови щодо включення внутрішніх критичних елементів мережі до розрахунку пропускної спроможності. Зокрема, йшлося про обов’язок оцінювати вплив підвищення порогу включення елемента з 5% до 10% або вище (значення технічного коефіцієнта, який показує, як зміна потоку електроенергії, що транспортується, впливає на конкретний елемент мережі, наприклад, лінію чи трансформатор). Крім того, оператори мали надавати детальний аналіз, який доводив би, що включення такого внутрішнього елемента до розрахунку є економічно найефективнішим способом подолання перевантажень порівняно з такими альтернативами, як зміна конфігурації торгових зон, застосування коригувальних дій, інвестиції в інфраструктуру або комбінація цих заходів.

Загальний Суд ЄС скасував рішення Апеляційної ради в частині оскаржуваних положень методики, обґрунтовуючи це тим, що ACER перевищило свої повноваження та неправильно витлумачило положення CACM та Регламенту (ЄС) 2019/943 про внутрішній ринок електроенергії. Суд зазначив, що ці акти не дозволяють запроваджувати додаткові умови щодо економічної ефективності чи пошуку альтернатив для включення внутрішніх елементів мережі до розрахунку пропускної спроможності.

Інша справа T‑485/21 (BNetzA за підтримки Федеративної Республіки Німеччина проти ACER) стосувалася методики розподілу витрат на передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю для регіону розрахунку пропускної спроможності «Core». Предметом оскарження було поширення механізму розподілу витрат на внутрішні елементи мережі, а також встановлення ACER тимчасового фіксованого порогу допустимих кільцевих потоків електроенергії (loop flows) на єдиному рівні 10% від максимальної пропускної спроможності кожного відповідного елемента мережі. Такий поріг було встановлено без передбаченого технічного аналізу й без визначення порогових значень окремо для кожного кордону торгових зон регіону.

Суд визнав правомірним підхід ACER до включення внутрішніх ліній електропередачі напругою 220 кВ і вище до методики, а також допустимість покладання витрат на сторони, які створюють надмірні кільцеві потоки. Водночас встановлення єдиного порогу допустимих кільцевих потоків було визнано неправомірним, оскільки встановлене значення не ґрунтувалося на належному технічному аналізі, не враховувало специфіку окремих кордонів торговельних зон і не відповідало імперативним вимогам Регламенту (ЄС) 2019/943 про внутрішній ринок електроенергії. Суд також відхилив посилання ACER на тимчасовий характер встановленого порогового значення та необхідність відступу від чітких вимог законодавства задля дотримання строків затвердження методики. Визнавши, що ACER перевищило межі своїх повноважень, Загальний Суд ЄС скасував рішення Апеляційної ради, яке підтверджувало первинне рішення ACER про затвердження методики, і наголосив на пріоритеті чіткого виконання норм права ЄС над прагматичними міркуваннями щодо швидкості затвердження методики.

Обидві справи показують, що ACER відіграє значну роль у затвердженні регіональних TCMs, але не може використовувати її для встановлення вимог, які за змістом виходять за межі делегованих повноважень. Водночас тривалість оскарження рішень у судовому порядку (понад два роки в першій справі та понад три роки в другій, протягом яких відповідні TCMs продовжували діяти) створює додаткову проблему невизначеності щодо застосування таких TCMs. Це пов’язано з тим, що предметом судового перегляду є рішення Апеляційної ради, тоді як дія первинного оскаржуваного рішення ACER автоматично не зупиняється (тимчасове зупинення можливе лише за окремим клопотанням і за наявності чітко визначених підстав).

Отже, TCMs мають не лише технічне, а й суттєве регуляторне та економічне значення, оскільки впливають на транскордонну торгівлю, розподіл витрат і баланс інтересів між державами. Для України імплементація загальноєвропейських та регіональних TCMs означає входження в складне та динамічне регуляторне середовище, у якому частина правил формується, змінюється та перевіряється на практиці поза межами національної правової системи, але при цьому такі правила безпосередньо впливатимуть на український ринок електричної енергії.

У цьому контексті роль НКРЕКП поступово виходить за межі звичних функцій українського регулятора. Перед НКРЕКП постає потреба не лише забезпечувати застосування TCMs, а й активно долучатися до процесів їх формування через співпрацю з ACER, ECRB та регуляторами інших держав. На національному рівні НКРЕКП належатиме важлива координаційна та комунікаційна функція, що полягатиме в поясненні учасникам ринку нової логіки регулювання, роз’ясненні механізмів дії TCMs, підтримці експертної дискусії та сприянні ранньому залученню українських суб’єктів до формування позицій там, де така участь є можливою.

Ефективна імплементація TCMs потребуватиме посилення інституційної спроможності як Регулятора, так і оператора системи передачі, номінованих операторів ринку, інших учасників ринку та професійної спільноти загалом. Практичне значення матиме подальший розвиток експертизи фахівців, які однаково впевнено орієнтуються в праві ЄС, актах Енергетичного Співтовариства та українському законодавстві. Поєднання інституційної готовності, ранньої участі, технічної та юридичної експертизи дозволить Україні не лише виконувати спільні європейські правила, а й системно та аргументовано відстоювати свої інтереси в процесі їх застосування і формування.