Об опыте интеграции рынков электроэнергии Европы1(Часть 3)

 

Автор

Тукенов Ануар, Инженер, Астана, Казахстан

 

    
    Открытый доступ к передающим сетям

    Суть вопроса
    

    До начала либерализации рынков трансграничные перетоки электро­энергии в Европе были незначительными и осуществлялись в основном между соседними национальными энергосистемами в целях взаимной поддержки в чрезвычайных ситуациях, а также в рамках регулирования единой частоты при параллельной работе энергосистем. С началом либерализации рынков объемы трансграничных перетоков стали расти в связи с ростом числа коммерческих трансграничных сделок. По ходу увеличения объемов трансграничной торговли электроэнергией стало ясно, что важнейшим препятствием для ее дальнейшего развития, наряду с недостаточной пропускной способностью межсистемных ЛЭП, служит несовершенство системы тарифов на передачу электроэнергии.
    Очевидным недостатком широко практиковавшейся в 1990-х гг. системы открытого доступа к передающим сетям для третьих лиц, предусматривавшей оплату передачи электроэнергии по передающим сетям каждой из энергосистем, находившихся на маршруте поставки, по тарифу каждой их этих энергосистем (wheeling trading model), является «наслаивание» этих тарифов. При этом общая плата за трансграничную передачу зависит от маршрута поставки (набора стран на маршруте поставки) и в общем случае определяется индивидуально для каждой трансграничной поставки. Это наряду с предоставлением третьим лицам доступа к национальным сетям по «остаточному» принципу» не способствовало созданию равных условий для конкуренции в рамках внутреннего европейского рынка, а также создавало трудности для координированного управления трансграничными поставками. Поэтому проблема тарифообразования при трансграничной передаче электроэнергии стала предметом оживленной общеевропейской дискуссии, особенно начиная с 1998 г., на Флорентийском форуме регуляторов государств — членов ЕС. В ходе дискуссии были выдвинуты и рассмотрены многочисленные варианты решения проблемы, в итоге практически единодушное одобрение получила концепция «единой системы», предусматривающая, в частности, что:
    уплата тарифа на подключение к национальной передающей сети дает право доступа ко всей европейской передающей сети. Для этого требуется определенная гармонизация национальных тарифов на передачу;
    компенсация транспортным системным операторам (ТСО) энергосистем издержек, понесенных ими в результате трансграничных поставок электроэнергии, осуществляется в рамках специального механизма взаимной компенсации этих издержек между ТСО.
    Об эволюции подходов к решению проблемы доступа к передающим сетям при трансграничных поставках можно судить по мерам, предусмотренным в директивах ЕС 1996, 2003 и 2009 гг.
    Первая Директива ЕС о либерализации рынков электроэнергии в отношении недискриминационного доступа к электрическим сетям, принятая в 1996 г., предоставила государствам — членам ЕС право выбора между моделью «доступ для третьих лиц» на регулируемой или договорной основе и моделью «единый покупатель».
    Второй законодательный пакет ЕС 2003 г. предусматривал:
    улучшение условий для недис­криминационного доступа к сети за счет исключения «договорного» варианта доступа для третьих сторон и разрешения только его «регулируемого» варианта на основе заранее установленных тарифов;
    создание механизма взаимной компенсации между системными операторами, гармонизацию принципов оплаты трансграничной передачи и распределения имеющейся пропускной способности межсистемных связей;
    Третий законодательный пакет 2009 г. определяет, в частности, что:
    фактические величины платы за трансграничный доступ к энергосистеме могут значительно варьировать в зависимости от конкретного ТСО и из-за различий в структурах тарификации, применяемых в государствах-членах. Следовательно, во избежание проблем в торговле требуется определенная гармонизация в этом вопросе;
    недопустимо применение тарифов, зависимых от расстояния маршрута трансграничной поставки;
    на открытом, конкурентном рынке ТСО должны получать компенсацию издержек, возникающих в результате трансграничных перетоков электроэнергии, от транспортных системных операторов передающих сетей, в которых берут начало и в которых заканчиваются эти трансграничные поставки.
    Национальные тарифына передачу
    Тарифы на передачу в государствах — членах ЕС подразделяются на тарифы для производителей (генераторов) — G-тарифы и потребителей — L-тарифы. Они не зависят от расстояния передачи и, по сути, являются тарифами на получение доступа к передающей сети, или тарифами соответственно на «вход» и «выход».
    Уровень G- и L-тарифов в разных государствах — членах ЕС различен (рис. 1 и 2). При этом повсеместно основная часть издержек передающих компаний возмещается через оплату L-тарифов, т. е. потребителями. G-тарифы невелики по сравнению с L-тарифами и в некоторых странах устанавливаются равными нулю.
    Национальные тарифы на передачу электроэнергии в государствах — членах ЕС также различаются как по компонентам затрат (рис. 3), так и по структуре в отношении платы за мощность и платы за электроэнергию (рис. 4).
    В некоторых странах в целях выработки локальных инвестиционных сигналов тарифы на передачу дифференцированы в зависимости от местоположения пользователя передающей сети. В случае функционирования в одной стране более одной передающей сети тарифы на передачу по ним могут также быть дифференцированными. В некоторых странах практикуется применение тарифа на первоначальное подключение к сети. Практиковавшийся одно время специальный тариф передачу для трансграничных поставок электро­энергии был отменен решением ЕС с января 2004 г.
    Взаимная компенсация между ТСО
    Суть проблемы
    В связи с тем что в разветвленной электрической сети передаваемая по этой сети электроэнергия распределяется по законам физики, а не течет строго по маршруту от узла производства до узла потребления, любые трансграничные, и в первую очередь транзитные, поставки электроэнергии приводят в большей или меньшей степени к перераспределению потоков электроэнергии во всех электрически связанных между собой энергосистемах. Это меняет нагрузку элементов электрической сети энергосистем (ЛЭП, трансформаторов и др.) и уровень потерь электроэнергии в них, что может вызвать необходимость усиления сети или ее элементов и потребовать соответствующих инвестиций.
    Обеспечение надежной и безопасной работы энергосистемы обычно является ответственностью ТСО. И очевидно, что ТСО заинтересованы получать компенсацию за издержки, понесенные ими от не имеющих к ним отношения трансграничных перетоков электроэнергии по их сетям, и что отсутствие такой компенсации станет серьезным барьером для интеграции рынков электроэнергии и развития трансграничной торговли ею.
    Поэтому в Европе, где энергосистемы большого числа стран электрически соединены между собой, вопрос разработки механизма взаимной компенсации между ТСО (Inter-TSO compensation — ITC) при трансграничных поставках электроэнергии стал одной из главных обсуждаемых проблем. Результаты дискуссии нашли отражение в третьем законодательном пакете ЕС.
    Основные требования Еврокомиссии к механизму ITC
    Постановлением ЕС 714/2009 об условиях доступа к сети для трансграничного обмена электроэнергией установлены следующие основные требования к механизму ITC:
    1) ТСО должны получать компенсацию за издержки, понесенные ими в результате перетоков электроэнергии по их сетям, вызванных трансграничными поставками;
    2) компенсация выплачивается системными операторами национальных энергосистем, в которых трансграничная поставка начинается и заканчивается. Размеры компенсации определяются Еврокомиссией;
    3) величина трансграничных перетоков в результате трансграничной поставки определяется на основе физических перетоков, измеренных в соответствующий период;
    4) издержки, понесенные в результате трансграничных поставок, определяются на основе прогнозных долгосрочных средних дополнительных издержек, учитывающих потери, инвестиции в новую инфраструктуру и надлежащую долю издержек в существующую инфраструктуру;
    5) платежи в рамках механизма компенсации между ТСО должны быть учтены при установлении национальных сетевых тарифов.
    Основные варианты механизма взаимной компенсации между ТСО
    До марта 2002 г. в большинстве стран континентальной Европы применялся «временный» механизм взаимной компенсации между ТСО (механизм ITC), выработанный в результате соглашения заинтересованных ТСО в целях недопущения «наслаивания» (суммирования) тарифов, устанавливаемых странами за транзит перетоков электроэнергии через их электрические сети, вызванных коммерческими сделками между странами, не имеющими общих границ. И хотя впоследствии этот механизм лег в основу метода, предложенного ETSO в 2005 г. (и уточненного в 2006 г.), с самого начала его применения возникли (и существуют) разногласия по методике определения степени использования электрических сетей при транзите, его стоимости и распределения этой стоимости.
    Поэтому в ходе дискуссии по выбору наилучшего для внутреннего европейского рынка электроэнергии механизма ITC рассматриваются несколько подходов:
    1) применяемый в большинстве стран Европы метод ETSO 2005;
    2) наличие и отсутствие транзита (with-and-without transit — WWT);
    3) пропорциональное участие (average participation — AP);
    4) другие подходы (пропорциональное участие в отношении транзита, маржинальное участие, наслаивание эффектов от пользования передающей сетью).
    Окончательный механизм ITC, насколько известно, до настоящего времени не принят, но основными рассматриваемыми в ходе дискуссии методами являются ETSO2005, WWT и AP, кратко описанные ниже.
    Применяемый в настоящее время метод ETSO 2005
    Механизм ETSO 2005 предусматривает компенсацию ТСО за издержки, связанные только с транзитными потоками электроэнергии, но не за издержки, вызванные всеми трансграничными перетоками. При этом к транзитным потокам через электрические сети, контролируемые каким-либо ТСО, относятся потоки электроэнергии, имеющие начало и заканчивающиеся в электрических сетях, контролируемых другими ТСО.
    Определение такой компенсации предполагает четыре основных шага:
    определение на единой расчетной модели и по единому критерию так называемой горизонтальной сети, состоящей из тех частей передающей сети разных энергосистем, которые, предположительно, будут существенно затронуты транзитом;
    определение транзита через энергосистему (страну) и транзитного ключа;
    определение как для региона в целом, так и для каждой контролируемой зоны издержек «горизонтальной сети», использованной для транзита, и потерь на передачу по этой сети. Это позволяет определить как общую сумму компенсации за транзит, так и ответственность каждого ТСО за транзит и соответственно его долю в формировании специального фонда (CBT-fund);
    финансирование специального фонда и выплаты из него;
    Основными преимуществами метода ETSO 2005 являются его относительная простота и возможность для каждого ТСО определять независимо от других ТСО приходящуюся на контролируемую им энергосистему часть общей «горизонтальной сети» и ее издержек и, следовательно, причитающуюся ему компенсацию.
    К преимуществам метода относится и относительно небольшой объем обмена информацией, необходимой ETSO для определения «чистой позиции» каждого ТСО.
    В числе недостатков метода ETSO 2005 можно назвать следующее:
    при оценке стоимости «горизонтальной сети» в энергосистемах используются данные о регулируемых издержках, определенные национальными регуляторами по разным в общем случае методикам и подходам. Это не создает уверенности в объективности и справедливости во взаиморасчетах в рамках механизма ITC, в том числе в отношении величины компенсационных выплат за транзит;
    при определении компенсационных выплат за транзит не принимаются во внимание внутренние потоки электроэнергии в рамках национальной энергосистемы. Однако для каждого конкретного периода потокораспределение в сети энергосистемы и соответственно нагрузка на ее элементы и уровень потерь в них могут быть разными. Следовательно, возможны ситуации, когда при одних и тех же параметрах транзита (точках и мощности импорта и экспорта) рассчитанная ETSO компенсация может быть разной, и наоборот, компенсация может оказаться одинаковой при разных параметрах транзита;
    возможность учета при определении компенсации не только транзита, но и других трансграничных перетоков;
    Эти и другие недостатки метода ETSO 2005 стали причиной поиска других вариантов механизма ITC, среди которых наиболее перспективными считаются методы WWT и AP.
    Метод WWT
    Метод предусматривает расчет величины компенсации для ТСО путем моделирования и сравнения двух ситуаций в контролируемой этим ТСО сети для определенных моментов времени:
    а) при реальных перетоках электроэнергии в этой сети (т.е. с учетом транзита) и
    б) при перетоках электроэнергии, вызванных внутренним производством и потреблением (т.е. без учета транзита).
    Величина транзита определяется так же, как и в методе ETSO 2005. Перетоки электроэнергии в сети, вызванные транзитом, определяются как разность перетоков электроэнергии в первой и во второй ситуации.
    Размер компенсации, полагающейся ТСО, определяется на основе суммирования эффектов, оказываемых транзитом на различные элементы сети.
    Компенсации выплачиваются из фонда, учреждаемого и финансируемого на тех же принципах, что и для метода ETSO 2005.
    Метод AP
    Данный метод основан на предположении, что перетоки электро­энергии через различные элементы сети (ЛЭП, трансформаторы) можно проследить (определить) на всем пути от узла, где электроэнергия вырабатывается (подается в сеть), до узла, где она потребляется. При этом также предполагается, что для каждого узла сети объемы поставки электроэнергии в этот узел по каждой «питающей» ЛЭП распределяются далее между «отходящими» ЛЭП пропорционально осуществляемым по каждому из них объемам отбора электро­энергии из данного узла.
    Применение такого подхода позволяет идентифицировать и определить участие (или вклад) каждого производителя (или экспортной поставки) и каждого потребителя (или импортной поставки) в перетоке электроэнергии через каждый элемент сети, а также проследить маршрут поставки электроэнергии от каждого генератора до каждого потребителя и, наоборот, от каждого потребителя до каждого генератора. Это, в свою очередь, позволяет определить для каждого ТСО ответственность за использование любого элемента «горизонтальной сети» как агрегированную ответственность всех узлов поставки/потребления, относящихся к передающей сети данного ТСО, в перетоке электроэнергии через рассматриваемый элемент.
    На основании этого для каждого ТСО определяется его ответственность в денежной форме путем распределения издержек, связанных с конкретным элементом «горизонтальной сети» пропорционально ответственности за использование этого элемента.
    Денежная компенсация, которую какой-либо ТСО должен выплатить другому ТСО, определяется как сумма его ответственности в денежной форме по всем использованным элементам электрической сети последнего.
    Недостатком данного метода считается предположение, что можно проследить физические потоки электроэнергии в разветвленной электрической сети.
    Управление трансграничными перегрузками
    Общие сведения
    Межсистемные электрические связи между энергосистемами Европы первоначально создавались, исходя из интересов энергосистем в параллельной работе и обеспечения безопасности электроснабжения, и сегодня, с либерализацией рынков, их пропускная способность является во многих случаях недостаточной для постоянно увеличивающихся объемов коммерческих трансграничных поставок электроэнергии и соответственно для свободной конкурентной трансграничной торговли электроэнергией.
    Решением этой проблемы является:
    а) в долгосрочном периоде — создание адекватной потребностям трансграничной торговли трансъ­европейской электрической сети TEN-E;
    б) в краткосрочном периоде — применение рыночных механизмов управления перегрузками, обеспечивающих оптимальное использование имеющейся пропускной способности межсистемных электрических связей, испытывающих перегрузки.
    Под управлением перегрузками далее понимается определение располагаемой для трансграничных поставок пропускной способности трансграничного сечения с дальнейшим ее распределением между желающими получить право на передачу по этому сечению.
    Управление перегрузками при трансграничных поставках электроэнергии предполагает решение двух основных задач:
    а) недопущение собственно перегрузок сети (ограничение нетто-потоков электроэнергии величиной допустимой пропускной способности) за счет мер диспетчерского управления, например за счет передиспетчеризации энергоблоков;
    б) определение пропускной способности трансграничного сечения, допустимой для трансграничных коммерческих поставок, и в случае ее недостаточности для таких поставок оптимальное ее распределение между коммерческими трансграничными сделками по поставке электроэнергии.
    Первая из этих задач является технической, относительно легко решаемой координированными усилиями ТСО, поэтому далее рассматривается только вторая задача.
    Механизмы распределения прав на передачу
    До принятия в составе второго законодательного пакета Постановления ЕС 1228/2003 от 26.06.03 «Об условиях доступа к сети для трансграничного обмена электроэнергией», установившего, что управление перегрузками должно основываться только на рыночных механизмах, в государствах — членах ЕС применялись преимущественно нерыночные методы распределения пропускной способности трансграничных сечений (ограничение доступа, список приоритетов, пропорциональное сокращение и др.). После принятия указанного постановления основными методами распределения ограниченной пропускной способности трансграничных сечений в Европе (за исключением зоны Nordel) стали рыночные методы — прямые и опосредованные аукционы:
    явный (прямой) аукцион, в этом случае располагаемая пропускная способность предоставляется пользователям, предложившим на аукционе наивысшую цену за нее. В условиях проведения каждого аукциона проводящий его ТСО указывает выставляемый на торги «продукт», включая период, в течение которого последний может быть использован (год, месяц, неделя или сутки, в часы базовой или пиковой нагрузки). Прямые аукционы для трансграничного сечения между двумя энергосистемами в зависимости от договоренности между ТСО, могут быть как общими для этих энергосистем, так и раздельными;
    опосредованный (неявный) аукцион, когда доступ к располагаемой пропускной способности трансграничного сечения между двумя или более рынками автоматически предоставляется участникам этих рынков по результатам торгов электроэнергией, и от внешних участников такого рынка не требуется подачи заявок на пропускную способность трансграничного сечения и соответственно ее покупки.
    Опосредованный аукцион обеспечивает более эффективное, по сравнению с прямыми аукционами, использование располагаемой пропускной способности, поскольку учитываются потоки электроэнергии противоположного направления, что во многих случаях значительно увеличивает объемы располагаемой пропускной способности.
    К другим достоинствам данного метода по сравнению с явным аукционом можно отнести следующее:
    более простые и понятные процедуры участия в трансграничной торговле;
    устранение рисков при покупке права на трансграничную передачу, т.к. реальная стоимость такого права определяется разностью цен на соответствующих рынках, которые могут быть определены только после торгов электроэнергией;
    владельцы ЛЭП получают «доход от перегрузки» только за периоды, в которых реально возникают ограничения на трансграничную передачу;
    уменьшение возможностей для проявления «рыночной власти», поскольку никто не может заранее купить права на передачу и злоупотреблять ими.
    Методы определения пропускной способности трансграничных сечений
    В связи с необходимостью резервирования пропускной способности межсистемных связей для возможных перетоков между энергосистемами при их параллельной работе (перетоки, связанные с необходимостью поддержания единой частоты, с взаимопомощью в чрезвычайных ситуациях, с обеспечением безо­пасности и др.) не вся номинальная пропускная способность межсистемных ЛЭП может быть использована для коммерческих трансграничных поставок. Кроме того, в разветвленных электрических сетях электро­энергия течет не только по определенному контрактом маршруту, но и по параллельным ему ветвям электрической сети, что также влияет на располагаемую пропускную способность. Важным обстоятельством является и то, что во многих случаях трансграничное сечение состоит более чем из одной ЛЭП и пропускная способность сечения не обязательно равна сумме их пропускных способностей.
    Указанные соображения в той или иной степени нашли отражение в разных методах определения пропускной способности трансграничных сечений, располагаемой для трансграничных поставок электро­энергии.
    Метод нетто-пропускной способности NTC (Net Transfer Capacity)
    Методика, основанная на определении нетто-пропускной способности NTC, была разработана ETSO (предшественником ENTSO-E) в 1999 г. и до настоящего времени применяется в Европе. ENTSO-E дважды в год публикует на своем веб-сайте индикативные сезонные (зима и лето) значения NTC в пиковые часы для всех значимых трансграничных сечений европейской электрической сети.
    В методике ETSO все возможные в прогнозируемой ситуации сделки (от долгосрочных до спотовых контрактов) между двумя соседними зонами контроля (энергосистемами), определенные на основании прошлого опыта, называются программой обмена, а величины коммерческих потоков — программными величинами, в отличие от физических потоков.
    Методика позволяет детально определять программные величины потоков электроэнергии, которые, собственно, и интересуют участников рынка при подготовке коммерческих сделок, а сложные по своей природе физические потоки должны, согласно мнению авторов методики, управляться ТСО без вовлечения участников рынка в этот процесс.
    Расчеты проводятся согласованно Системными операторами соседних энергосистем на двусторонней основе в соответствии с разработанными ETSO процедурами для всех коммерчески значимых направлений трансграничных перетоков между ними.
    Метод физических потоков электроэнергии
    В 2001 г. ETSO предложила метод определения располагаемой пропускной способности трансграничных сечений, основанный на физических потоках электроэнергии (flow-based method, или FB-метод). Данная методика использует единую расчетную модель электрических сетей взаимо­связанных энергосистем, на которой с учетом прогнозируемых топологии и условий функционирования сети, а также режимов поставки и потребления электроэнергии моделируются физические потоки в ветвях сети при тех или иных объемах трансграничных поставок. Расчетная модель актуализируется перед каждой процедурой распределения прав на пропускную способность. Располагаемая для распределения пропускная способность трансграничного сечения определяется объемом трансграничной поставки, приводящим при моделировании к превышению допустимой нагрузки трансграничного сечения (его перегрузке).
    В первоначальном варианте данной методики максимально допустимая нагрузка устанавливалась для трансграничного сечения в целом (пограничная пропускная способность, или border capacity — BP, для сечения в целом). Позже был предложен альтернативный вариант методики, в котором максимально допустимая нагрузка устанавливается отдельно для каждой входящей в трансграничное сечение ЛЭП (максимальная пропускная способность, или maximum flow MF, для каждой входящей в сечение ЛЭП). Данный вариант, хотя и несколько сложнее предыдущего, но должен, в принципе, обеспечить лучшее использование сети за счет более реального и детального моделирования.
    Отметим также, что Приложением 1 к Постановлению (ЕС) от 13.07.09 № 714/2009 (Руководство по управлению и распределению располагаемой пропускной способностью электрических связей между национальными энергосистемами) установлено, что координация между ТСО в рамках регионов должна, в частности, включать:
    a) использование общей модели передающих сетей, эффективно учитывающей растекание физических потоков электроэнергии по параллельным ветвям сети и отличие физических потоков от коммерческих потоков;
    б) распределение и присуждение пропускной способности с учетом растекания физических потоков электроэнергии по параллельным ветвям сети.
    Координированные и интегрированные методы управления перегрузками
    Любая трансграничная поставка электроэнергии создает потоки электроэнергии в сетях не только соседних энергосистем, но и других энергосистем, работающих параллельно с экспортирующей и импортирующей энергосистемами, и влияет на режимы их работы. Поэтому управление перегрузками на трансграничных сечениях, включая определение располагаемой пропускной способности и ее распределение, требует координации деятельности не только ТСО соседних энергосистем, между которыми осуществляется трансграничная поставка, но и ТСО всех электрически связанных с ними энергосистем.
    Особую актуальность эта проблема приобрела в связи с реализацией Региональной инициативы ERGEG, в соответствии с которой на основе рынков электроэнергии государств — членов ЕС были сформированы семь региональных рынков, причем рынки некоторых государств вошли в состав более чем одного регионального рынка. Очевидно, что управление перегрузками на региональных рынках требует не просто координированного, а интегрированного подхода, обеспечивающего интересы всех ТСО региона.
    Кроме того, Приложением 1 к Постановлению (ЕС) № 714/2009, вступившим в силу с 3 марта 2011 г., установлено что определение и распределение пропускной способности трансграничных сечений должно впредь осуществляться с учетом растекания физических потоков электроэнергии по параллельным ветвям сети.
    В связи с изложенным методы управления перегрузками в Европе претерпели в последние годы существенную эволюцию — от разно­образных методов двух- и трехсторонней координации с использованием методики нетто-пропускной способности NTC к интегрированным в пределах регионов подходам с использованием методики определения пропускной способности с учетом физических потоков.
    Координированные методы управления перегрузками
    До принятия Постановления ЕС 1228/2003 от 26.06.03 «Об условиях доступа к сети для трансграничного обмена электроэнергией», в Европе (за исключением зоны Nordel) применялись самые разные методы распределения располагаемой пропускной способности. Методы, применявшиеся в странах ЕС на рынках «на сутки вперед», показаны на рис. 5, а методы, применявшиеся на форвардных рынках электроэнергии — на рис. 6.
    При этом располагаемая пропускная способность определялась преимущественно с использованием методики, основанной на нетто-пропускной способности NTC.
    Интегрированные методы управления трансграничными перегрузками
    Эффективность использования располагаемой трансграничной пропускной способности при большом разнообразии применявшихся в странах ЕС методов определения и распределения пропускной способности, методов управления перегрузками, а также разных правилах торговли электроэнергией на разных рынках, несмотря на координацию усилий ТСО в этой области, была, как показала практика, невысокой. Поэтому в ходе интеграции рынков электроэнергии стран ЕС были выработаны новые, интегрированные подходы к решению этой проблемы — метод «разделения рынка» (market splitting) и метод «соединения рынков» (market coupling).
    Эти методы в настоящее время применяются на рынках скандинавских стран, Бельгии, Франции, Эстонии, Германии, Люксембурга и Нидерландов, на рынках Иберийского полуострова, между рынками Италии и Словении, а также Чехии и Словакии (рис. 7).
    По итогам первого этапа создания единого европейского рынка электроэнергии в качестве единых для всех стран ЕС целевых моделей для рынка «на сутки вперед» были рекомендованы метод «разделение рынка» (market splitting) и метод «соединение рынков» (market coupling).
    Разделение рынка на ценовые зоны предусматривает, что цена на электроэнергию на разных концах перегружаемой линии электропередачи (транзита) централизованно устанавливается разной, с тем чтобы обеспечить переток электроэнергии по этой линии в пределах допустимого.
    Решение о разделении рынка может быть принято только по результатам предварительного планирования режимов, осуществляемого накануне дня поставки. Поскольку участникам рынка должна быть предоставлена возможность адаптироваться за оставшееся время к такому изменению на рынке, этот способ управления перегрузками применяется только в случаях, когда вся пропускная способность «узких сечений» или ее значительная часть используется для поставок по контрактам, заключаемым на спот-рынке (на торгах «на сутки вперед»).
    Метод разделения рынков является методом трансграничной торговли, предусматривающим использование имеющейся трансграничной пропускной способности между зонами рынка на неявном аукционе, проводимом на единой для этих зон электроэнергетической бирже. Впервые был применен на рынке электроэнергии, созданном в рамках организации скандинавских стран Nordel и предусматривающем его деление на ценовые зоны, известные как электроэнергетические спотовые зоны.
    Соединение рынков является одним из механизмов неявного (опосредованного) распределения трансграничной пропускной способности ЛЭП по результатам согласованной централизованной торговли электроэнергией «на сутки вперед» на электроэнергетических биржах двух и более «соединяемых» рынков.
    При этом:
    существовавшие до соединения рынков электроэнергетические биржи продолжают оставаться площадками для централизованной торговли электроэнергией на своих рынках, и каждая из них может торговать по своим правилам;
    правила соединяемых рынков электроэнергии требуют минимальных изменений, а правила подачи заявок на участие в централизованных торгах электро­энергией как для внутренних, так и для внешних участников остаются без изменений.
    Базовые принципы механизма соединения рынков:
    в целях выравнивания цен рынок с наименьшими ценами экспортирует электроэнергию на рынок (рынки) с более высокими ценами;
    на основе кривых спроса и предложения для каждого планируемого периода (часа или блока часов) на сутки вперед на каждом из соединяемых рынков, составленных на основе заявок внутренних участников этих рынков, определяется объем экспорта с одного рынка на другой (другие);
    физически экспорт может осуществляться только в пределах располагаемой трансграничной пропускной способностью (РТПС) межсистемных связей между соединяемыми рынками, определяемой заинтересованными ТСО с учетом встречных поставок электроэнергии и пропускной способности, ранее проданной (распределенной) на прямых аукционах;
    если РТПС достаточна велика, экспорт осуществляется в объеме, обеспечивающем выравнивание цен на соединяемых рынках, если же она недостаточна — экспорт осуществляется в пределах РТПС, а цены на рынке-экспортере и рынке-импортере, хотя и сближаются, но остаются разными;
    полученные в результате расчетов новые равновесные цены на каждом из рынков и объемы экспорта/импорта для каждого планируемого периода предстоящих суток (часа или блока часов) сообщаются заинтересованным ТСО, которые учитывают эти данные при формировании своих диспетчерских суточных графиков в соответствии со своими правилами.
    Таким образом, при соединении рынков располагаемая «на сутки вперед» трансграничная пропускная способность ЛЭП между соединяемыми рынками (или зонами) не продается на прямых (явных) аукционах, а неявно (автоматически) распределяется между участниками этих рынков. Это, в частности, освобождает участников трансграничной торговли электроэнергией от необходимости подавать заявки на трансграничную пропускную способность и соответственно оплачивать ее.
    Дальнейшим развитием метода «соединение рынков» стала концепция «плотного сочетания потоков» (tight volume coupling), призванная оптимизировать использование РТПС между несколькими странами региона на основе критерия экономического благосостояния в общих интересах. Концепция «плотного сочетания потоков», в частности, предполагает, что в регионе создается центральный аукционный офис, имеющий право участвовать в торгах «на сутки вперед» на всех электроэнергетических биржах региона;
    Метод соединения рынков был опробован в 2008 г. на границе между Данией и Германией, однако первоначально этот опыт оказался неудачным ввиду несогласованности алгоритмов расчета, применяемых EMCC и биржами. Повторная попытка, предпринятая в ноябре 2009 г., оказалась успешной, и к концу 2010 г. деятельность EMCC охватывала рынки электроэнергии Бельгии, Франции, Люксембурга, Германии, Нидерландов, стран Скандинавии и Эстонию.