Rynek energii elektrycznej w Polsce

Transkrypt

Marek Zerka
PSE SA
Segment bilansujący rynku energii elektrycznej w Polsce
Podstawowe uwarunkowania wdrożenia i rozwoju1
1. Wstęp
Celem nowej organizacji rynku w Polsce jest wzrost efektywności dostaw energii
elektrycznej oraz zwiększenie możliwości dokonywania indywidualnych decyzji i wyborów
przez jego poszczególnych uczestników, przy zachowaniu bezpieczeństwa, niezawodności i
jakości pracy systemu elektroenergetycznego.
Model rynku energii elektrycznej przewiduje znaczny poziom konkurencji, który wynika
między innymi z niezależnie działających otwartych dla uczestników segmentów rynku
materialnego. Należą do nich segment kontraktów dwustronnych, zawieranych swobodnie
przez uczestników rynku, giełd energii, działających w warunkach braku wyłączności na
obrót i nieobligatoryjnego uczestnictwa podmiotów, a także segment bilansujący,
prowadzony przez operatora systemu przesyłowego oraz operatorów systemów rozdzielczych,
który wykorzystuje mechanizmy ekonomiczne do zapewnienia zbilansowania w czasie
rzeczywistym zapotrzebowania i produkcji energii elektrycznej. Operator uwzględnia ponadto
uwarunkowania systemowe realizacji kontraktów zawieranych w poszczególnych segmentach
rynku. Przewiduje się również równoległy rozwój rynków finansowych, na których
przedmiotem obrotu będą kontrakty terminowe (forward i futures) oraz pochodne (derywaty)
w obrocie energią elektryczną. Pozwolą one przede wszystkim na skuteczne zarządzanie
ryzykiem wynikającym z fluktuacji cen rynkowych.
Zapewnienie bezpiecznej i ekonomicznej pracy systemu elektroenergetycznego wymaga
od operatora wdrożenia skutecznych mechanizmów bilansowania, tzw. rynku bilansującego,
którego kształt i efektywność, a także możliwości wprowadzenia na poszczególnych etapach
rozwoju rynku energii w Polsce, zależne są od przyjętych w jego ramach rozwiązań. Decyzje,
jakie będą musiały być podjęte w tym zakresie, dotyczą w szczególności następujących
zagadnień:
! zasad rejestracji uczestników rynku bilansującego,
! zakresu, formy, trybu i harmonogramu przedkładania grafikowych planów
dostarczania i poboru energii elektrycznej przez podmioty rynkowe oraz ich
weryfikacji przez Operatora Systemu Przesyłowego (dotyczy to również innych danych
koniecznych do fizycznej realizacji umów),
! trybu pozyskiwania usług bilansujących,
! podmiotów świadczących usługi bilansujące (dla różnych stadiów rozwoju rynku),
! zasad ustalania cen za usługi bilansujące i z tytułu odchyleń od pozycji kontraktowej,
! zasad rozliczeń z tytułu odchyleń od deklarowanej pozycji kontraktowej i z tytułu
świadczonych usług bilansujących,
1
Zamieszczone w niniejszym opracowaniu propozycje, rozwiązania, komentarze i interpretacje nie stanowią
formalnego stanowiska jakichkolwiek instytucji, firm lub zespołów. Tym niemniej mogą uwzględniać
propozycje i dyskusje dotyczące działania rynku prowadzone w kraju i za granicą. Celem niniejszego
opracowania jest zdefiniowanie kluczowych problemów, jakie powinny być rozwiązane w trakcie wdrożenia
wstępnego etapu rynku energii elektrycznej w Polsce oraz opcjonalnych rozwiązań. Nie przesądza ono
natomiast, które z nich zostaną zastosowane.
Segment bilansujący rynek energii elektrycznej w Polsce
Podstawowe uwarunkowania wdrożenia i rozwoju
! podziału odpowiedzialności za rozwój systemów pomiarowo-rozliczeniowych w sieci
przesyłowej i sieciach rozdzielczych,
! zasad finansowania ryzyka kredytowego podmiotów uczestniczących w rynku,
! rozwiązań przejściowych stosowanych dla różnych stadiów rozwoju rynku (np.
ograniczenia wysokości cen przyrostowych i redukcyjnych),
! mechanizmów zabezpieczających przed nadużyciem rozwiązań przez uczestników rynku.
Część z tych zagadnień została poddana dyskusji w niniejszym opracowaniu.
2.
Generalne zasady działania mechanizmu bilansowania
Na procesy realizowane w ramach rynku bilansującego składają się następujące
podstawowe elementy:
! rejestracja przez Operatora Systemu Przesyłowego oraz Operatorów Systemów
Rozdzielczych uczestników rynku oraz podmiotów wypełniających funkcje Operatorów
Handlowo-Technicznych (OHT), Operatorów Giełd Energii OGE) i hurtowych
przedsiębiorstw obrotu (HPO),
! przedkładanie przez Operatorów Handlowo-Technicznych, Operatorów Giełd Energii
oraz hurtowe przedsiębiorstwa obrotu i weryfikacja przez Operatora Systemu
Przesyłowego danych i informacji o umowach handlowych i kontraktach (w
szczególności grafików produkcji), przy czym przedłożenie lub korekta tego typu
informacji może nastąpić tylko w określonym terminie przed realizacją tych umów i
kontraktów (tzw. gate closure),
! przedkładanie przez Operatorów Handlowo-Technicznych ofert na usługi bilansujące,
które mogą być zagregowane z informacjami dotyczącymi pozycji kontraktowej i również
muszą być przekazane w określonym terminie przyjętym dla rynku,
! rejestracja przez Operatora Systemu Przesyłowego i Operatorów Systemów
Rozdzielczych deklarowanych pozycji kontraktowych dla poszczególnych punktów
dostarczania/poboru będących w zarządzaniu uczestników,
! planowanie rozdziału obciążeń przez Operatora Systemu Przesyłowego, z
wykorzystaniem przedłożonych cząstkowych grafików realizacyjnych umów i innych
danych o zgłoszonych umowach handlowych, a także ofert bilansujących,
! bilansowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego przez Operatora
Systemu Przesyłowego w czasie rzeczywistym (z wykorzystaniem ofert bilansujących),
! ustalanie przez Operatora Systemu Przesyłowego i Operatorów Systemów Rozdzielczych
wielkości odchyleń od deklarowanych pozycji kontraktowych i wielkości
wykorzystanych usług bilansujących na podstawie danych pomiarowych,
! prowadzenie przez Operatora Systemu Przesyłowego i Operatorów Systemów
Rozdzielczych rozliczeń z tytułu odchyleń i dostarczonych usług przez Operatorów
Handlowo-Technicznych.
Procesy w obszarze segmentu bilansującego rynku energii elektrycznej w Polsce w sposób
schematyczny przedstawiono na rysunku.
© Marek Zerka, Warszawa 2000 r. (Wersja z dnia 30-05-00)
2
REJESTRACJA PODMIOTÓW RYNKOWYCH
[RUR]
WEWNĘTRZNE PROCESY UCZESTNIKÓW RYNKU
[PUR]
WERYFIKACJA
ZGŁOSZEŃ UMÓW
HANDLOWYCH
[AWK]
POZYSKIWANIE
I PRZETWARZANIE
DANYCH
POMIAROWYCH
[PAP]
TWORZENIE
RAPORTÓW
Z BILANSOWANIA
[RMB]
PROWADZENIE
RUCHU I STEROWANIE
SYSTEMEM
[RSS]
ROZLICZENIA
ILOŚCIOWE
I WARTOŚCIOWE
[WNA]
ZARZĄDZANIE
ROZLICZENIAMI
FINANSOWYMI
[ZPF]
Rys. Organizacja procesów w segmencie bilansującym rynku
3.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Rejestracja uczestników rynku bilansującego
Podmiotami uczestniczącymi w rynku bilansującym są:
wytwórcy energii elektrycznej,
odbiorcy energii elektrycznej,
operator systemu przesyłowego (OSP),
operatorzy systemów rozdzielczych (OSR),
operatorzy giełd energii (OGE),
hurtowe przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną (HPO).
Przyjmuje się, że każdy z wymienionych podmiotów może we własnym imieniu, a
także na podstawie upoważnienia na rzecz innych uczestników, pełnić funkcje
Operatora Handlowo-Technicznego.
Jednym z koniecznych warunków zapewnienia wdrożenia sprawnego i jednoznacznego
systemu zgłaszania umów handlowych jest rejestracja uczestników rynku bilansującego. W
ramach procesów rejestracji ustalane są między innymi dane identyfikacyjne, uprawnienia do
występowania w imieniu uczestników rynku, zasady autoryzacji przedkładanych informacji,
kody dostępu itp. Uczestnicy rynku bilansującego (wytwórcy, odbiorcy, przedsiębiorstwa
obrotu, importerzy i eksporterzy) są obowiązani do zawarcia umów o przyłączenie i/lub
umów przesyłowych z OSP (lub z OSP i OSR), które w zakresie uczestnictwa w tym rynku
powinny określać w szczególności:
a) nazwę i dane adresowe uczestnika konieczne do wymiany informacji,
b) dane o posiadanych przez uczestnika koncesjach, związanych z działalnością w
elektroenergetyce,
c) kod identyfikacyjny uczestnika,
3
d) datę rozpoczęcia działalności na rynku bilansującym,
e) osoby odpowiedzialne za utrzymywanie kontaktu z OSP oraz ich dane adresowe,
f) dane techniczne, charakterystyki techniczne oraz kody identyfikacyjne urządzeń
wytwórczych i odbiorczych2 przyłączonych do sieci i punktów dostawy energii lub
punktów odbiorczych energii elektrycznej,
g) podmioty uprawnione do występowania w imieniu uczestnika rynku (OHT, OGE i HPO)
wobec OSP oraz ich kody identyfikacyjne (dane te mogą podlegać zmianom w trybie
operatywnym obowiązującym na rynku bilansującym),
h) zakres, format, tryb, miejsca oraz terminy przekazywania uczestnikowi rynku przez OSP
raportów z rynku bilansującego.
Jeżeli uczestnik rynku nie pełni samodzielnie (przynajmniej dla własnych potrzeb)
funkcji określania grafikowych planów dostarczania lub poboru energii elektrycznej dla
poszczególnych punktów dostarczania/poboru będących jego punktami przyłączenia do
sieci, to w jego imieniu współpracę w tym zakresie z OSP lub OSR prowadzi inny
podmiot wypełniający funkcje OHT.
Umowa pomiędzy OSP i OHT powinna określać w szczególności:
a) nazwę i dane adresowe OHT konieczne do wymiany informacji,
b) dane o posiadanych przez OHT koncesjach, związanych z działalnością w
elektroenergetyce,
c) kod identyfikacyjny OHT,
e) osoby odpowiedzialne ze strony OHT za utrzymywanie kontaktu z OSP oraz ich dane
adresowe,
f) dane techniczne, charakterystyki techniczne oraz kody identyfikacyjne urządzeń
wytwórczych i odbiorczych przyłączonych do sieci i punktów dostawy energii lub
punktów odbiorczych energii elektrycznej będących w zarządzaniu OHT (na podstawie
odrębnych umów z uczestnikami rynku),
g) wykaz punktów dostawy energii lub punktów odbiorczych energii elektrycznej, które
mogą podlegać agregacji przez OHT przy ustalaniu wypadkowej pozycji kontraktowej i
odchyleń,
h) wymagania w stosunku do OHT w zakresie infrastruktury technicznej niezbędnej do
udziału w rynku bilansującym, w szczególności dotyczące systemów pomiaroworozliczeniowych, telekomunikacyjnych i informatycznych,
i) zakres, format, tryb oraz terminy przekazywania przez OHT informacji o umowach
handlowych oraz zgłaszania ofert bilansujących, w tym adresy serwera OSP, na który
powinny być przekazywane informacje i zgłoszenia,
j) zakres, format, tryb, miejsca oraz terminy przekazywania OHT przez OSP raportów z
rynku bilansującego,
k) zasady ustalania wypadkowej pozycji kontraktowej i wielkości świadczonych usług
bilansujących przez OHT, w tym postanowienia o zasadach postępowania w przypadku
wystąpienia rozbieżności w przekazywanych OSP informacjach przez OHT (zasady
weryfikacji informacji),
l) zasady wykonywania pomiarów energii elektrycznej w związku z realizacją umów
handlowych i usług bilansujących,
m) zasady ustalania cen rozliczeniowych w poszczególnych godzinach rozliczeniowych oraz
odchyleń od zgłoszonej wypadkowej pozycji kontraktowej OHT, a także cen
2
Dotyczy to tych urządzeń odbiorczych, które w kolejnym etapie rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce
będą miały możliwość świadczenia usług bilansujących.
4
świadczonych usług bilansujących i ich wielkości,
n) zasady dokonywania rozliczeń z OSP z tytułu odchyleń od zgłoszonej wypadkowej
pozycji kontraktowej OHT oraz świadczonych usług bilansujących,
o) warunki finansowe realizacji zgłoszonych umów handlowych, w tym ustalanie wysokości
i formy zabezpieczeń finansowych z tytułu ryzyka kredytowego ponoszonego przez OSP,
organizacji przepływów finansowych z tytułu rozliczeń z OSP oraz wykaz kont
bankowych OHT, za pośrednictwem których będą realizowane rozliczenia z OSP,
p) dane domyślne zgłoszenia jakie przyjmie OSP w przypadku braku zgłoszenia przez OHT
umów handlowych w obowiązującym terminie i miejscu,
q) zasady zgłaszania i rozstrzygania sporów wynikających z realizacji przez OSP umów
handlowych i świadczenia przez OHT usług bilansujących.
Podmiotami uprawnionymi do przedkładania OSP i OSR informacji o kontraktach
zawartych na giełdach energii lub umowach hurtowych w obrocie są poszczególni
Operatorzy Giełd Energii (OGE) oraz hurtowe przedsiębiorstwa obrotu (HPO)
posiadający w zakresie swojego działania umowę z OSP lub OSR. OGE i HPO są
obowiązani do zawarcia umów z OSP lub OSR, które powinny określać w szczególności:
a) nazwę i dane adresowe OGE/HPO konieczne do wymiany informacji,
b) dane o posiadanych przez OGE/HPO koncesjach, związanych z działalnością w
elektroenergetyce,
c) kod identyfikacyjny OGE/HPO,
e) osoby odpowiedzialne ze strony OGE/HPO za utrzymywanie kontaktu z OSP/OSR oraz
ich dane adresowe,
f) wymagania w stosunku do OGE/HPO w zakresie infrastruktury technicznej, w
szczególności dotyczące systemów telekomunikacyjnych i informatycznych,
g) zakres, format, tryb oraz terminy przekazywania przez OGE/HPO informacji o
kontraktach giełdowych, w tym adresy serwera OSP/OSR, na który powinny być
przekazywane informacje,
h) zakres, format, tryb, miejsca oraz terminy przekazywania OGE/HPO przez OSP/OSR
raportów z rynku bilansującego,
i) postanowienia o zasadach postępowania w przypadku wystąpienia rozbieżności w
przekazywanych OSP/OSR informacjach przez OGE/HPO i inne podmioty na rynku
(zasady weryfikacji informacji),
j) zasady wykonywania pomiarów energii elektrycznej w związku z realizacją kontraktów
giełdowych,
k) dane domyślne zgłoszenia jakie przyjmie OSP/OSR w przypadku braku zgłoszenia przez
OGE/HPO kontraktów giełdowych w obowiązującym terminie i miejscu,
l) zasady zgłaszania i rozstrzygania sporów wynikających z realizacji przez OSP/OSR
kontraktów giełdowych.
4.
Zakres, forma, tryb i harmonogram przedkładania informacji o umowach
handlowych i kontraktach giełdowych
Możliwe są przynajmniej dwa systemy zgłaszania umów handlowych i kontraktów
giełdowych do realizacji przez Operatora Systemu Przesyłowego. W pierwszym z nich
zakłada się, że każdą umową i kontraktem zarządza jeden upoważniony przez strony podmiot
i to on przedkłada operatorowi systemu przesyłowego grafikowe plany realizacyjne. OSP z
kolei dokonuje ich weryfikacji i agregacji, określając m. in. wynikowe pozycje kontraktowe
podmiotów uczestniczących w rynku bilansującym. W tym systemie OSP centralizuje funkcję
5
optymalizacji wykorzystania całości wytwórczych zasobów systemowych, którą realizuje na
podstawie jednolitego algorytmu rozdziału obciążeń i eliminacji ograniczeń systemowych.
W drugim systemie, przewidzianym do wdrożenia w Polsce, przyjmuje się, że
grafikowanie umów i kontraktów oraz agregowanie pozycji kontraktowej dla każdego miejsca
dostarczania/poboru energii następuje nie na poziomie OSP lub OSR, lecz na poziomie
podmiotu pełniącego funkcje OHT. Tak więc uczestnikami rynku bilansującego, biorącymi
udział w procesie przedkładania informacji o umowach handlowych i ofert bilansujących są
podmioty zarządzające określonymi miejscami dostarczania lub poboru energii elektrycznej,
wyposażonymi w wymagane układy pomiarowo-rozliczeniowe3 (dotyczy to miejsc
przyłączenia poszczególnych jednostek wytwórczych, urządzeń odbiorczych, a także
międzysystemowych połączeń wymiany). Są to uczestnicy wykonujący zadania operatorów
handlowo-technicznych (OHT), posiadający upoważnienia od uczestników rynku do
deklarowania w ich imieniu pozycji kontraktowych, zgłaszania ofert bilansujących oraz
wykonywania rozliczeń. OHT prowadzą rozliczenia z OSP lub OSR z tytułu łącznych
odchyleń od pozycji kontraktowych4 i wykorzystania przez OSP lub OSR usług
bilansujących, a także rozliczenia z tymi uczestnikami rynku bilansującymi, którzy ich
upoważnili do występowania w swoim imieniu. Ponadto informacje o zawartych kontraktach
przekazują operatorzy giełd energii przedsiębiorstwa hurtowego obrotu energią elektryczną.
Są one wykorzystywane przez OSP lub OSR przede wszystkim do weryfikacji i ewentualnego
korygowania informacji przedkładanych przez OHT.
OSP i OSR zapewniają uczestnikom rynku bilansującego fizyczną realizację umów
handlowych sprzedaży energii elektrycznej zawartych na rynku energii, w tym umów
dwustronnych i kontraktów giełdowych, które zostaną zgłoszone w obowiązującej na rynku
bilansującym formie, trybie i terminie oraz pod warunkiem spełnienia przez uczestników
rynku innych ustalonych w umowach z OSP lub OSR wymagań realizacyjnych. Zgłoszenia
umów handlowych muszą pozwalać w szczególności na określenie pozycji kontraktowej dla
każdego punktu dostarczania/odbioru zarządzanego przez OHT. Każdy z OHT jest
obowiązany przedkładać operatorowi systemu przesyłowego lub operatorowi systemu
rozdzielczego informacje o zawartych umowach handlowych, które podlegają fizycznej
realizacji (umowy o charakterze finansowym nie podlegają zgłoszeniu). Zgłoszenia te
dokonywane są w przyjętych, nieprzekraczalnych terminach i na ich podstawie OSP lub OSR
rejestruje deklarowaną pozycję kontraktową dla każdego punktu dostarczania/odbioru
zarządzanego przez OHT. Zgłoszenie przez OHT umów handlowych następuje dla każdej
godziny rozliczeniowej doby handlowej i każdej z 6 godzin następnej doby, w formie
sumarycznej wielkości sprzedaży energii elektrycznej dla poszczególnych punktów
dostarczania/odbioru będących w zarządzaniu tego OHT. Zgłoszenie przez OHT kontraktów
giełdowych następuje dla każdej godziny rozliczeniowej doby handlowej. W celu
umożliwienia uczestnikom rynku lepszego dostosowania własnej pozycji kontraktowej do
aktualnych warunków wytwarzania i poboru energii elektrycznej, OSP udostępnia im na
wskazanym przez siebie serwerze możliwość składania z wyprzedzeniem 6 dni w stosunku do
doby handlowej wstępnych informacji o zgłaszanych do realizacji umowach handlowych.
które również mogą być przez tych uczestników swobodnie obserwowane, korygowane,
zamieniane lub wycofywane, a przy odpowiednich uzgodnieniach z operatorem mogą być
traktowane jako rezerwowe zgłoszenie.
3
4
Standardy i wymagania w stosunku do układów pomiarowo-rozliczeniowych wykorzystywanych na rynku
bilansującym określają: Regulamin rynku bilansującego, Umowa o przyłączenie, Umowa o świadczenie usług
przesyłowych oraz Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
Agregacji dla celów rozliczeniowych odchyleń podlegają te punkty dostarczania/odbioru, za pośrednictwem
których nie są świadczone usługi bilansujące.
6
Dobowe zgłoszenie przez OHT grafikowych planów realizacji umów handlowych
zawiera w szczególności:
1. kod identyfikacyjny i kod autoryzacyjny zgłaszającego OHT,
2. datę, określającą dobę handlową, której dotyczy zgłoszenie,
3. kody identyfikacyjne punktów poboru/dostawy energii elektrycznej, będących w
zarządzaniu OHT, których dotyczy zgłoszenie,
4. kod identyfikacyjny rozliczeniowego rachunku bankowego OHT,
5. dla poszczególnych punktów poboru/dostawy energii elektrycznej, będących w
zarządzaniu OHT, każdej godziny rozliczeniowej doby handlowej, której dotyczy
zgłoszenie i każdej z 6 godzin rozliczeniowych następnej doby handlowej:
a) kod identyfikacyjny punktu dostarczania/poboru,
b) wielkości energii elektrycznej we wszystkich umowach handlowych oraz we
wszystkich kontraktach giełdowych obejmujących tę godzinę rozliczeniową, a także
kody identyfikacyjne uczestników rynku bilansującego, będących stronami tych
umów,
c) sumaryczną wielkość produkcji lub poboru energii elektrycznej na podstawie umów
handlowych i kontraktów giełdowych:
Kod identyfikacyjny OHT:
Godzina rozliczeniowa:
Numer kolejny umowy
handlowej
Kod identyfikacyjny punktu dostarczania/poboru:
Kod uczestnika rynku,
który wykorzystuje punkt
dostarczania/poboru
Doba rozliczeniowa:
.
Kod innego uczestnika
rynku, będącego stroną
umowy
.
Wielkość energii
elektrycznej netto
objętej umową
(wartość dodatnia oznacza
sprzedaż, wartość ujemna
oznacza kupno)
1
2
...
n
Pozycja kontraktowa w danym
punkcie dostarczania/poboru
Dobowe zgłoszenie kontraktów giełdowych przez OGE lub HPO w imieniu
uczestników rynku bilansującego, którzy zawarli kontrakty giełdowe lub umowy hurtowe,
zawiera w szczególności:
1. kod identyfikacyjny i kod autoryzacyjny zgłaszającego OGE lub HPO,
2. datę, określającą dobę handlową, której dotyczy zgłoszenie,
3. dla każdej godziny rozliczeniowej doby handlowej, której dotyczy zgłoszenie:
a) wielkość zakupu lub sprzedaży energii elektrycznej w poszczególnych kontraktach
giełdowych, obejmujących tę godzinę rozliczeniową, a także kody identyfikacyjne
uczestników rynku bilansującego, będących stronami tych kontraktów, a także kody
identyfikacyjne punktow dostarczania/poboru,
b) sumę kontrolną wielkości zakupu i sprzedaży energii elektrycznej na podstawie
kontraktów giełdowych, która musi się bilansować na 0:
7
Kod identyfikacyjny OGE lub HPO:
Godzina rozliczeniowa:
Numer kolejny kontraktu
który zawarł kontrakt
giełdowego
giełdowy lub umowę
hurtową
Doba rozliczeniowa:
Kod identyfikacyjny
miejsca
dostarczania/poboru
Wielkość energii
elektrycznej netto
objętej umową
oznacza kupno)
1
2
...
n
Suma kontrolna
5.
Zasady weryfikacji zgłoszeń
OSP lub OSR dokonuje weryfikacji dokonanych przez OHT zgłoszeń grafików
realizacyjnych umów handlowych sprzedaży energii elektrycznej pod względem:
!
formalnym, w tym zgodności z warunkami zawartych umów przesyłowych, na podstawie
których następuje realizacja fizyczna,
!
technicznym, w tym zgodności z przedłożonymi przez uczestników danymi stałymi (w
tym technicznymi),
!
handlowym, w tym zgodności zgłoszeń dokonywanych przez strony umów handlowych
oraz wysokości zapewnionych zabezpieczeń kredytowych w stosunku do wielkości i
wartości obrotu na rynku bilansującym, a także zbilansowania wielkości sprzedaży i
zakupów energii elektrycznej dla każdej z giełd towarowych, na które transakcji dokonują
uczestnicy rynku bilansującego.
Weryfikacja pod względem handlowym poprawności i zgodności zgłoszeń obejmuje
następujące działania5:
1. Ponieważ każdy umowa i kontrakt musi mieć dwóch zgłaszających, pierwsza weryfikacja
dotyczy zgodności różnych zgłoszeń. OSP lub OSR dla każdej zgłoszonej umowy
dokonuje sprawdzenia:
E kikj = − E kjki gdzie
E kikj i E kjki są deklarowanymi przez różnych zgłaszających (odpowiednio j-ego i i-ego)
wielkościami energii z poszczególnej umowy handlowej łączącej uczestników rynku o
kodach identyfikacyjnych ki i kj, przy czym ki≠kj.
Jeśli E kikj ≠ − E kjki za decydującą przyjmuje się wielkość zadeklarowaną przez dostawcę
5
Uczestnicy rynku bilansującego, będący stronami umów handlowych, mogą w umowach z OSP lub OSR
ustalić jeden z następujących trybów postępowania w przypadku braku zgodności danych w ich
zgłoszeniach:
! przyjąć za nadrzędne dane przedłożone przez wytwórcę energii elektrycznej lub występującego w jego
imieniu OHT,
! uzgodnić dane zastępcze i zasady ich przyjmowania,
! przyjąć, że OSP za nadrzędne będzie przyjmował niższe wielkości z rozbieżnych zgłoszeń,
! ustalić, że w przypadku wystąpienia rozbieżności oba zgłoszenia podlegają odrzuceniu przez OSP lub
OSR z przyczyn handlowych.
8
energii elektrycznej (OHT deklarującego dostawę) i na tej podstawie odpowiednio
koryguje zgłoszenie odbiorcy. Jeśli obydwaj OHT wskazują w swoim zgłoszeniu, że są
dostawcami ( E kikj 〉 0 ), wtedy OSP odrzuca oba zgłoszenia jako nieprawidłowe.
2. W kolejnym kroku dokonuje się sprawdzenia pełnego zbilansowania dostaw i odbioru
energii elektrycznej na podstawie zgłaszanych dla danego okresu rozliczeniowego planów
grafikowych:
n
m
∑∑ E
i =1 j =1
kj
ki
=0
gdzie m oznacza ilość umów zgłoszonych przez i-ego OHT, natomiast n liczbę
wszystkich OHT, którzy dla danej godziny rozliczeniowej zgłosili umowy.
3. Dla zgłoszeń kontraktów giełdowych i umów hurtowych, zgłaszanych przez OHT, OGE i
HPO, dokonuje się sprawdzenia:
Hkj
ki
ki
EkiGkj = − EGkj
oraz E ki = − E Hkj gdzie
ki
ki
E kiGkj , EGkj
, E kiHkj , E Hkj
oznaczają odpowiednio zadeklarowane wielkości energii z
kontraktów giełdowych lub umów hurtowych zawartych na j-ej giełdzie energii lub z jym hurtowym przedsiębiorstwem obrotu i i-ego OHT.
6.
Wyznaczanie pozycji kontraktowych
Przyjmuje się, że pozycja kontraktowa giełd energii oraz przedsiębiorstw
hurtowego obrotu, które nie pełnią funkcji OHT dla określonych miejsc
dostarczania/poboru energii musi być zawsze zrównoważona (zamknięta)6.
Deklarowana łączna pozycja kontraktowa dla każdego punktu dostarczania/poboru
zarządzanego przez OHT (lub zagregowana pozycja dla punktów„n”, za pośrednictwem
których nie są świadczone usługi bilansujące) ustalana przez OSP dla każdej godziny
rozliczeniowej objętej zweryfikowanym zgłoszeniem wynosi:
k
l
m
i =1
i =1
i =1
kj
kj
DPK nj = ∑ E kikj + ∑ EGki
, gdzie poszczególne symbole oznaczają:
+ ∑ E Hki
DPK nj - deklarowaną łączną pozycję kontraktową n-ego punktu dostarczania/poboru jego OHT dla poszczególnej godziny rozliczeniowej,
E kikj - wielkość energii elektrycznej objętej poszczególną dwustronną umową handlową jego OHT z i-ym OHT w danej godzinie rozliczeniowej,
kj
EGki
- wielkość energii elektrycznej objętej kontraktem giełdowym j-ego OHT na i- tej
giełdzie energii w danej godzinie rozliczeniowej,
kj
E Hki
- wielkość energii elektrycznej objętej hurtową umową handlową j-ego OHT z itym przedsiębiorstwem hurtowym w danej godzinie rozliczeniowej,
k – ilość umów handlowych zgłoszonych przez j-ego OHT w danej godzinie
rozliczeniowej,
6
Ograniczenie to dotyczy przynajmniej pierwszego etapu rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce.
9
l – liczba giełd towarowych, z których w danej godzinie rozliczeniowej j-ty OHT zgłosił
transakcje giełdowe,
m - liczba przedsiębiorstw hurtowych, z którymi w danej godzinie rozliczeniowej j-ty
OHT zgłosił umowy handlowe.
Zasady składania i weryfikacji informacji o umowach handlowych i kontraktach
giełdowych, a także wyznaczania deklarowanych pozycji kontraktowych, przedstawiono na
przykładzie, w którym występuje trzech OHT i jeden OGE. Każdy z OHT działa w imieniu
trzech uczestników rynku, z których każdy w danej godzinie rozliczeniowej zawarł kontrakty
giełdowe.
7.
Tryb pozyskiwania usług bilansowych
Usługa bilansowania, oferowana przez uczestników rynku bilansującego może mieć
formę:
!
!
w przypadku wystąpienia potencjalnego niedoboru energii w systemie - wzrostu wielkości
dostawy energii elektrycznej przez dostawcę lub obniżenia wielkości odbioru przez
odbiorcę w stosunku do ich deklarowanych pozycji kontraktowych,
w przypadku wystąpienia potencjalnej nadwyżki energii w systemie - wzrostu wielkości
odbioru energii elektrycznej przez odbiorcę lub obniżenia wielkości dostawy przez
dostawcę w stosunku do ich deklarowanych pozycji kontraktowych.
Docelowo podmiotami uczestniczącymi w procesie świadczenia usług bilansowania
będą zarówno dostawcy jak i odbiorcy energii elektrycznej działający w obszarze jednolitego
rynku energii elektrycznej. W przypadku dostawców oferta zmiany wielkości dostaw w
stosunku do wielkości kontraktowych odnosiłaby się do określonych jednostek wytwórczych
w systemie i uzależniona jest między innymi od dyspozycyjności i regulacyjności bloków.
Oferta zmiany wielkości poboru energii przez odbiorców byłaby uzależniona od ich
krótkookresowej elastyczności cenowej oraz od stopnia wdrożenia programów zarządzania
popytem.
Na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej trudno oczekiwać, że jego uczestnicy
ujawnią OSP lub OSR swoje marginalne koszty wytwarzania, co mogłoby stanowić podstawę
do podejmowania decyzji operatorskich, służących zbilansowaniu systemu i utrzymaniu
bezpieczeństwa jego pracy. Dlatego też zarówno w segmencie giełdowym jak i na potrzeby
mechanizmu bilansowania wymagane jest narzędzie pozwalające na ustalenie kosztów
marginalnych jako podstawy do podejmowania decyzji przez operatorów, a w konsekwencji
na zapewnienie efektywności ekonomicznej rynku. Narzędzie to powinno uwzględniać, że
rynkowe przedsiębiorstwa energetyczne, w celu maksymalizacji zysków, mogą w sposób
świadomy wykorzystywać swą siłę rynkową do korzystnego dla siebie manipulowania
cenami. Jednym z takich narzędzi, z powodzeniem stosowanym na rynkach kapitałowych i
towarowych, są aukcje. Mogą mieć one uproszczony charakter, gdy konkurencyjne oferty
aukcyjne składane są tylko jednostronnie. Na przykład przy ustalonym zapotrzebowaniu,
konkurencyjne oferty składane są tylko przez wytwórców (jak to miało np. miejsce w
„pool’u” brytyjskim), lub przy ustalonej wielkości podaży konkurencyjne oferty składają
tylko odbiorcy. Rozwinięte aukcje zapewniają uwzględnianie dwustronnie składanych ofert przez wytwórców i odbiorców. Organizacja aukcyjnych rynków energii elektrycznej musi
przy tym uwzględniać charakter towaru, który praktycznie nie jest możliwy do składowania, a
także konieczność bieżącego bilansowania wytwarzania i poboru energii elektrycznej i
utrzymywania stabilności oraz jakości całego systemu elektroenergetycznego, którego
integralną część stanowią jednostki wytwórcze, sieci oraz urządzenia odbiorcze.
10
Do podstawowych rodzajów aukcji, jakie mogą być wykorzystywane m. in. dla celów
wdrożenia mechanizmu bilansowania należą:
!
aukcje o jednolitych cenach rozliczeniowych (Uniform Price Auctions), do których należy
także „aukcja angielska”7,
!
aukcje o zróżnicowanych cenach rozliczeniowych (Dicriminative Price Auctions).
W pierwszym z wymienionych rodzajów aukcji jednolitą cenę rozliczeniową ustala się
na poziomie ceny ostatniej oferty, której wykorzystanie było konieczne do pokrycia
zapotrzebowania, lub pierwszej odrzuconej oferty. Przykładem drugiego rodzaju aukcji jest
aukcja, w której oferenci uzyskują należność proporcjonalną do iloczynu ceny w ich ofercie i
wolumenu przyjętej (lub wykorzystanej) oferty (tzw. zasada „pay-as-bid”), a nabywcy płacą
według jednolitej ceny będącej średnią ważoną cen z wykorzystanych ofert. Teoria ekonomii
sugeruje, że aukcje dwustronne są bardziej efektywne niż jednostronne (w takim kierunku też
zmierzają zmiany wprowadzane obecnie w Wielkiej Brytanii). Ponadto wskazują, że aukcje o
zróżnicowanych cenach nie zawierają wystarczająco silnych impulsów, które zapewniałyby
ujawnienie rzeczywistych kosztów, co nie do końca znajduje potwierdzenie m. in. w
badaniach symulacyjnych przeprowadzonych w Wielkiej Brytanii w związku z programem
RETA (Revised Electricity Trading Arragements). Z kolei aukcje o jednolitych cenach mają
prowadzić do ich ustalenia na poziomie ceny marginalnej, jednak i w tym przypadku należy
liczyć się z możliwością nadużywania siły rynkowej przez duże podmioty rynkowe.
W ramach mechanizmów bilansowania na rynku energii elektrycznej w Polsce przyjęto,
że docelowo usługi bilansowe będą pozyskiwane przez operatora systemu przesyłowego w
drodze dwustronnej aukcji o zróżnicowanych cenach (discriminative auction), w której będą
mogli uczestniczyć zarówno wytwórcy jak i odbiorcy. W pierwszym okresie działania rynku
energii, który rozpocznie się od dnia 1 lipca 2000 r., aukcja będzie miała charakter
jednostronny i oferty będą składane wyłącznie przez wytwórców energii elektrycznej (a
właściwie przez nich podmioty wypełniające funkcje OHT, którzy posiadają bezpośrednią
kontrolę nad źródłami). W późniejszym okresie w aukcji (dwustronnej) będą brali udział
także odbiorcy o sterowanym poborze energii, którzy będą mieli możliwość składania ofert
przyrostowych i redukcyjnych. Oferenci usług bilansowych będą uzyskiwać zapłatę według
cen ofertowych (pay-as-bid), a rozliczenia odchyleń podmiotów od pozycji kontraktowej
będzie następować po średniej ważonej ze zrealizowanych (lub zakontraktowanych) ofert
(odpowiednio przyrostowych i redukcyjnych).
Podsumowując, świadczenie usług bilansujących odbywa się przy zachowaniu
następujących zasad:
1. Podmioty uczestniczące w obrocie energią elektryczną, po zawarciu umowy z OSP lub
OSR i spełnieniu określonej w niej wymagań technicznych, organizacyjnych i
handlowych, mogą świadczyć usługi bilansujące na rynku bilansującym.
a) Wymagania techniczne dotyczą w szczególności warunków pracy i sterowania
jednostek wytwórczych oraz odbiorów, wymaganego wyposażenia w urządzenia
pomiarowo-rozliczeniowe, telekomunikacyjne, informatyczne i sterowania.
7
„Aukcja angielska” polega na stopniowym obniżaniu ceny przez prowadzącego, co powoduje wycofywanie
ofert przez uczestników. W momencie, gdy wielkość ofert spadnie poniżej zapotrzebowania, prowadzący
przerywa dalsze obniżanie cen i ustala jednolitą cenę rozliczeniową na poziomie ostatniej ceny, przy której
zapotrzebowanie było jeszcze pokryte. Ponieważ ten typ aukcji jest prowadzony w czasie rzeczywistym
prowadzi do stosunkowo wysokich kosztów transakcyjnych, a także nie pozwala na ustalenie całej krzywej
zapotrzebowania.
11
b) Wymagania organizacyjne dotyczą w szczególności
wykorzystywania ofert oraz wymiany informacji.
2.
3.
4.
5.
zasad
składania
i
c) Wymagania handlowe dotyczą w szczególności ustalania pozycji kontraktowej,
odchyleń od pozycji kontraktowej, zasad wyznaczania cen rozliczeniowych, wielkości
zrealizowanych usług bilansujących oraz rozliczeń i przepływów finansowych.
Zakup usług bilansujących przez OSP lub OSR następuje w formie aukcji dwustronnej, w
której mogą uczestniczyć spełniający wymagania określone przez OSP lub OSR
wytwórcy i odbiorcy energii elektrycznej, a ceny rozliczeniowe za usługi są
zróżnicowane, równe cenom określonym w poszczególnych wykorzystanych ofertach. W
pierwszym etapie działania rynku energii elektrycznej w Polsce aukcja ma charakter
jednostronny i oferty bilansujące mogą być składane tylko przez Operatorów HandlowoTechnicznych działających w imieniu wytwórców.
Operatorzy nie mają prawa kontraktowania usług bilansujących przed upływem terminu
przedkładania planów grafikowych i ofert bilansujących na daną dobę handlową (przed
tzw. gate closure)
Przyrostowa oferta bilansująca określa oferowaną cenę oraz wielkość wzrostu produkcji
energii elektrycznej przez wytwórcę lub oferowaną cenę oraz wielkość spadku poboru
energii elektrycznej przez odbiorcę.
Redukcyjna oferta bilansująca określa oferowaną cenę oraz wielkość spadku produkcji
energii elektrycznej przez wytwórcę lub oferowaną cenę oraz wielkość wzrostu poboru
energii elektrycznej przez odbiorcę.
6. Uczestnicy rynku bilansującego są obowiązani są obowiązani zapewnić by:
a) minimalna liczba ofert redukcyjnych wynosiła co najmniej jeden, a łączna liczba
przyrostowych i redukcyjnych ofert bilansujących złożonych przez nich dla każdej
godziny rozliczeniowej nie była wyższa niż 108,
b) ceny energii elektrycznej w składanych ofertach bilansujących (tzw. pasmach) miały
charakter monotoniczny, przy czym dla kolejnych ofert bilansujących ceny powinny
rosnąć,
c) ostatnia ze zgłoszonych redukcyjna oferta bilansująca wytwórcy energii elektrycznej
(o najniższej cenie) obejmowała wielkość energii elektrycznej nie niższą niż
wynikającą z minimum technicznego produkcji jednostki wytwórczej,
d) suma deklarowanej pozycji kontraktowej i ofert przyrostowych nie mogą przekraczać
zdolności wytwórczych jednostki w danym okresie rozliczeniowym,
e) wytwórcy w są zobowiązani do uwzględnia zużycia energii na potrzeby własne
jednostki wytwórczej i zapewnienia utrzymania deklarowanych wielkości dostaw w
punkcie dostarczania.
7. Oferta bilansująca, złożona przez podmiot wykonujący funkcje OHT, zawiera w
szczególności:
a)
b)
c)
d)
8
kod identyfikacyjny zgłaszającego OHT,
datę, określającą dobę handlową, której dotyczy zgłoszenie,
kod identyfikacyjny jednostki świadczącej usługi bilansujące,
dla każdej godziny rozliczeniowej doby handlowej, której dotyczy zgłoszenie i każdej
z 6 godzin rozliczeniowych następnej doby handlowej:
W przyjętych na rynku polskim rozwiązaniach zakłada się, że dla poszczególnych godzin rozliczeniowych
oferta bilansująca powinna zawierać nie mniej niż jedno i nie więcej niż dziesięć pasm.
12
i) redukcyjne oferty bilansujące, z których każda zawiera wielkość i cenę
jednostkową energii elektrycznej, przy czym suma mocy objętej redukcyjnymi
ofertami bilansującymi powinna obejmować pełen zakres produkcji elektrycznej
zgłoszonej na podstawie umów handlowych DPGnij ,
ii) przyrostowe oferty bilansujące, z których każda zawiera wielkość i cenę
jednostkową energii elektrycznej, przy czym suma wielkości mocy objętej
zgłoszonymi umowami handlowymi i przyrostowymi ofertami bilansującymi nie
może być wyższa niż techniczne zdolności wytwórcze jednostki wytwórczej energii
elektrycznej zgłoszone OSP.
8.
Zasady rozliczeń z tytułu odchyleń od pozycji kontraktowej
Na rynku bilansującym istnieje co najmniej kilka możliwości ustalania cen
rozliczeniowych z tytułu odchyleń od deklarowanych pozycji kontraktowych. Podstawowymi,
przeciwstawnymi kryteriami, jakie są uwzględniane przy wyborze jednej z nich, są w
szczególności:
! konieczność zapewnienia sygnałów ekonomicznych, wymuszających na podmiotach
rynkowych działania na rzecz zbilansowania własnej pozycji kontraktowej i
minimalizujących konieczność podejmowania takich działań przez operatora systemu
przesyłowego i operatorów systemów rozdzielczych,
! dążność do wyboru prostych rozwiązań, zwiększających szansę na skuteczne wdrożenie
rynku, przy istniejących ograniczeniach po stronie infrastruktury technicznej,
organizacyjnej oraz możliwości podejmowania działań dostosowawczych przez podmioty
rynkowe.
Dlatego też decyzje w tym zakresie muszą mieć charakter kompromisu pomiędzy
poprawnością ekonomiczną przyjmowanych rozwiązań i prostotą. Wśród nich na uwagę
zasługują w szczególności następujące propozycje:
!
Ceny rozliczeniowe są zróżnicowane w zależności od tego jaki charakter ma odchylenie
od deklarowanej pozycji kontraktowej. Jeśli odchylenie następuje na polecenie
dyspozytorskie wynikające z konieczności wykorzystania przez OSP ofert przyrostowych
lub redukcyjnych (tzw. instructed deviation), rozliczenie następuje odpowiednio na
podstawie cen z ofert przyrostowych lub redukcyjnych. W jednym z najbardziej
radykalnych rozwiązań zróżnicowane ceny rozliczeniowe są ustalane jako ceny krańcowe
z wykorzystanych w danym okresie rozliczeniowym ofert przyrostowych lub
redukcyjnych9. W mniej radykalnych rozwiązaniach przyjmuje się, że są to bądź średnie
ważone z wykorzystanych ofert przyrostowych lub redukcyjnych, bądź różnicowanie cen
wynika z oszacowania kosztów OSP zapewniania zbilansowania w systemie. Natomiast
jeśli odchylenie nie wynika z poleceń dyspozytorskich (tzw. uninstructed deviation), jest
ono rozliczane według jednolitej ceny rozliczeniowej dla danej godziny.
!
Ceny rozliczeniowe nie są zależne od rodzaju ani wielkości odchylenia i mają jednolity
charakter dla całego zakresu rozliczeń. Jednym z kryteriów ich ustalenia jest
zbilansowanie wydatków OSP z tytułu wykorzystania ofert przyrostowych i przychodów
z tytułu wykorzystania ofert redukcyjnych, przy czym podmioty świadczące usługi
bilansujące uzyskują płatność według swoich cen ofertowych i rzeczywistej wielkości
wykorzystanych usług. Tak więc dla każdego okresu rozliczeniowego określa się wydatki
netto OSP i wypadkowe odchylenia netto uczestników rynku. Na ich podstawie ustala się
9
Są także propozycje, by ceny te miały charakter progresywny, zależny od wielkości odchyleń od pozycji
kontraktowej, co zapewniałoby jeszcze silniejsze sygnały ekonomiczne.
13
jednolitą cenę rozliczeniową odchyleń od pozycji kontraktowej na rynku, która
obowiązuje bez względu na rodzaj odchylenia. Jest to jeden z najprostszych systemów,
który rozważa się do wdrożenia na wstępnym etapie rynku energii elektrycznej w Polsce.
Stąd rozliczenia finansowe uczestników rynku z OSP lub OSR z tytułu zapewniania
przez nich realizacji umów handlowych są wykonywane według jednolitych cen
rozliczeniowych dla poszczególnych godzin rozliczeniowych doby handlowej oraz na
podstawie odchyleń rzeczywistej produkcji lub poboru od zadeklarowanej pozycji
kontraktowej w tych godzinach, z uwzględnieniem wykorzystanych ofert bilansujących.
Jednolita cena rozliczeniowa z tytułu braku zbilansowania, będąca podstawą rozliczeń
pomiędzy OSP i uczestnikami rynku bilansującego, w poszczególnych godzinach
rozliczeniowych doby handlowej jest ustalana jako iloraz sumarycznych kosztów OSP
wykorzystania usług bilansujących w tych godzinach oraz wypadkowej wielkości braku
zbilansowania netto uczestników rynku bilansującego:
JCRn =
WPnOSP − PRnOSP
N n − netto
JCRn − jednolita cena rozliczeniowa odchyleń w godzinie rozliczeniowej n,
m
W PnOSP = ∑ PCOin ⋅ E Pi - sumaryczne wydatki OSP z tytułu wykorzystania w n-ej
i =1
godzinie rozliczeniowej m ofert przyrostowych o wielkości EPi i cenie ofertowej PCOin ,
l
PRnOSP = ∑ RCOin ⋅ E Ri - sumaryczne przychody OSP z tytułu wykorzystania w n-ej
i =1
godzinie rozliczeniowej l ofert redukcyjnych o wielkości ERi i cenie ofertowej RCOin ,
k
l
i =1
i =1
N n − netto = ∑ E i− − ∑ E i+ - niezbilansowanie netto uczestników rynku bilansowego w
godzinie rozliczeniowej n, polegające odpowiednio na zbyt niskich lub zbyt wysokich
wielkościach zakontraktowanej energii elektrycznej w stosunku do rzeczywistego
poboru/dostawy.
14
Cena
ofertowa
C
B
Redukcja
wytwarzania
DPK
D
E R4
Przyrost
wytwarzania
A
E R3
2
ER
E R1
E1P
2
EP
3
EP
4
EP
Energia
0
Wykorzystanie ofert
bilansujących w celu
likwidacji nadmiaru
kontraktacji energii
w systemie
Wykorzystanie ofert
bilansujących w celu
likwidacji niedoboru
kontraktacji energii
w systemie
Rys. Wykorzystanie ofert bilansujących do likwidacji niedoboru (punkt C na rysunku wewnętrznym) lub
nadmiaru kontraktacji energii w systemie (punkt D na rysunku wewnętrznym), a także optymalizacji
wytwarzania i likwidacji ograniczeń systemowych (punkty A i B na rysunku wewnętrznym).
W celu zagwarantowania prawidłowości rozliczeń w sytuacjach skrajnych, do jakich
należy całkowite zbilansowanie netto uczestników rynku lub całkowite zbilansowanie
wydatków OSP z tytułu wykorzystania usług bilansujących, przyjmuje się, że minimalna
jednolita cena rozliczeniowa nie może być niższa niż minimalna cena z wykorzystanej w tej
godzinie rozliczeniowej redukcyjnej oferty bilansującej. W przypadku niewykorzystania w
danej godzinie rozliczeniowej redukcyjnych ofert bilansujących, minimalną jednolitą cenę
rozliczeniową ustala się jako średnią arytmetyczną z czterech minimalnych cen w
analogicznych godzinach doby ostatnich czterech tych samych dni tygodnia zarejestrowanych
przez OSP. Ponadto przyjmuje się także, że maksymalna jednolita cena rozliczeniowa nie
może być wyższa niż maksymalna cena z wykorzystanej w tej godzinie rozliczeniowej
przyrostowej oferty bilansującej. W przypadku niewykorzystania w danej godzinie
rozliczeniowej przyrostowych ofert bilansujących, maksymalną jednolitą cenę rozliczeniową
ustala się jako średnią arytmetyczną z czterech maksymalnych cen w analogicznych
godzinach doby ostatnich czterech tych samych dni tygodnia zarejestrowanych przez OSP.
Tak wyznaczoną jednolitą cenę rozliczeniową stosuję się do rozliczeń wszystkich
odchyleń (bez względu na ich charakter), jakie są rejestrowane na rynku bilansującym.
15
9.
Zasady rozliczeń z tytułu świadczenia usług bilansujących
Jak już wspomniano, usługi bilansujące na wstępnym etapie rozwoju rynku energii
elektrycznej w Polsce mogą świadczyć tylko wytwórcy.
Bilansowanie zapotrzebowania i poboru energii elektrycznej dla każdej doby handlowej
obejmuje procesy planowania i prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego przez OSP
i OSR, z uwzględnieniem występujących ograniczeń systemowych i wykorzystaniem ofert
bilansujących przedłożonych przez uczestników rynku bilansującego. Wszystkie oferty
bilansujące, zarówno przyrostowe jak i redukcyjne, w poszczególnych godzinach
rozliczeniowych doby handlowej podlegają jednolitej ocenie ekonomicznej. Przyrostowe
oferty bilansujące są wykorzystywane do eliminacji braku zbilansowania systemu
elektroenergetycznego, polegającego na niedoborze zakontraktowanej energii elektrycznej w
danym okresie rozliczeniowym, natomiast redukcyjne oferty bilansujące służą do eliminacji
sytuacji braku zbilansowania, polegającego na nadmiarze zakontraktowanej energii
elektrycznej w danym okresie rozliczeniowym w stosunku do poboru. OSP może
wykorzystywać oferty bilansujące przedkładane przez uczestników rynku bilansującego
do ekonomicznie uzasadnionej optymalizacji wytwarzania energii elektrycznej, według
kryterium
minimalizacji
sumarycznych
kosztów
bilansowania
systemu
elektroenergetycznego w poszczególnych godzinach rozliczeniowych i dobach
handlowych. OSP może również wykorzystywać oferty bilansujące przedkładane przez
uczestników rynku bilansującego do eliminowania ograniczeń systemowych
występujących w systemie elektroenergetycznym.
W procesie planowania dobowego OSP wykorzystuje oferty bilansujące na podstawie
oceny występujących ograniczeń systemowych oraz porównania dla każdej godziny
rozliczeniowej doby handlowej i dla każdej z 6 godzin rozliczeniowych następnej doby
łącznej wielkości produkcji i dostaw energii elektrycznej wynikających z deklarowanych
pozycji kontraktowych uczestników rynku bilansującego z prognozą zapotrzebowania.
Spośród różnych możliwych do wprowadzenia zasad rozliczeń z tytułu świadczenia
przez podmioty usług bilansujących, niżej przedstawiono dwie możliwości:
! W jednej z nich sam fakt wydania przez OSP polecenia pracy danej jednostce wytwórczej
na poziomie wyższym (lub niższym) od deklarowanej dla niej pozycji kontraktowej w
danym okresie rozliczeniowym, oznacza zakup („z góry”) przez OSP usług bilansujących
(odpowiednio przyrostowych lub redukcyjnych) przedłożonych przez uczestników rynku
bilansującego po cenach określonych w ofertach i w wielkościach określonych w tego typu
poleceniu. Powoduje to zmianę deklarowanej pozycji kontraktowej (na tzw. skorygowaną
pozycję kontraktową10) i rodzi zobowiązanie OSP do pokrycia kosztów zakupu tych usług
bez względu na rzeczywistą (pomierzoną) wielkość produkcji w tym okresie
rozliczeniowym. Dlatego też wytwórca rozlicza się z OSP z odchyleń w stosunku do
skorygowanej pozycji kontraktowej11.
! W drugim rozwiązaniu OSP uwzględniając oferty bilansujące oraz wykorzystując rynek
techniczny kontraktuje „z góry” rezerwy mocy, co stanowi swego rodzaju opcję
wykorzystania jednostki wytwórczej do produkcji energii bilansującej, której rozliczenie
następuje powykonawczo („z dołu”) według rzeczywistych danych pomiarowych. Nie ma
więc potrzeby zmieniać deklarowanej pozycji wytwórcy, a wydatki operatora z tytułu
10
11
Istotne jest, że korekty deklarowanej pozycji kontraktowej może dokonać jedynie operator, a nie uczestnik
rynku.
Ten tryb planowania i prowadzenia ruchu uwzględniono w pierwszym wariancie rozliczeń opisanym w
załączonym Przykładzie.
16
wykorzystanych usług są niższe, gdyż unika się nietrafnego kontraktowania. Ponadto
wytwórca, u którego operator zakontraktował w tym trybie usługi, nie ma potrzeby
prowadzenia rozliczeń z tytułu odchyleń (poza przypadkami, w których przekroczy
deklarowaną pozycję kontraktową w przeciwnym kierunku niż kontraktacja operatora)12.
W pierwszym z rozwiązań dla jednostek wytwórczych, których oferty bilansujące
zostały wykorzystane w bieżącym dysponowaniu mocą i energią, dla poszczególnych godzin
rozliczeniowych OSP wyznacza skorygowaną pozycję kontraktową, będącą sumą
algebraiczną deklarowanej pozycji kontraktowej uczestnika oraz wielkości energii przyjętej
do planu produkcji z ofert bilansujących tego uczestnika.
Skorygowana pozycja kontraktowa jednostki wytwórczej w poszczególnych okresach
rozliczeniowych określana jest według następującego wzoru:
p
j
SPK PDi = DPK PDi ± ∑ E PDi
j =1
SPK PDi - skorygowaną pozycję kontraktową jednostki wytwórczej przyłączonej do
punktu dostarczania PDi w danej godzinie rozliczeniowej,
DPK PDi - deklarowaną pozycję kontraktową jednostki wytwórczej przyłączonej do
punktu dostarczania PDi w danej godzinie rozliczeniowej,
j
E PDi
- wielkość energii z poszczególnych pasm przyrostowej (ze znakiem +) lub
redukcyjnej oferty bilansującej (ze znakiem -), wykorzystana przez OSP,
p – liczba pasm wykorzystanych przyrostowych bądź redukcyjnych ofert bilansujących
jednostki wytwórczej przyłączonej do punktu dostarczania PDi w danej godzinie
rozliczeniowej.
Skorygowana pozycja kontraktowa SPK jest ustalana przez OSP do 15 minut przed
godziną rozliczeniową, której dotyczy. Jeśli w okresie pomiędzy ustaleniem deklarowanej
pozycji kontraktowej uczestnika rynku bilansującego i terminem ustalenia skorygowanej
pozycji kontraktowej, wystąpią okoliczności całkowicie uniemożliwiające wykorzystanie
ofert bilansujących uczestnika rynku bilansującego, jego skorygowaną pozycję kontraktową
SPK przyjmuje się jako równą deklarowanej pozycji kontraktowej DPK w tej godzinie
rozliczeniowej.
Rozliczenia finansowe OHT z OSP lub OSR są realizowane według jednolitych cen
rozliczeniowych JCRn dla poszczególnych godzin rozliczeniowych doby handlowej oraz na
podstawie odchyleń rzeczywistej produkcji lub poboru od skorygowanej pozycji kontraktowej
w tych godzinach.
W drugim z rozwiązań deklarowane przez uczestników rynku pozycje kontraktowe
także podlegają zmianom w trakcie procesów planowania i prowadzenia ruchu przez OSP
(np. jako średnia z poleceń dyspozytorskich określających wielkość produkcji dla każdych 15
minut okresu rozliczeniowego), stając się pozycjami skorygowanymi. Przy tym OSP
kontraktuje usługi bilansujące nie „z góry”, lecz rozlicza je powykonawczo. Rozliczenia
wykonuje się niezależnie dla usług bilansujących i odchyleń, odpowiednio według cen z
wykorzystanych ofert bilansujących lub jednolitej ceny rozliczeniowej w danym okresie.
12
Ten tryb planowania i prowadzenia ruchu uwzględniono w drugim wariancie rozliczeń opisanym w
załączonym Przykładzie
17
W celu lepszej prezentacji przyjętych dla rynku bilansującego rozwiązań poniżej w
załączniku przedstawiono prosty przykład, który obejmuje zarówno obliczenia na danych
ogólnych jak i danych liczbowych.
Literatura:
[1] Dokument przyjęty przez KERM: „Zasady działania rynku energii elektrycznej w
Polsce w roku 2000 i latach następnych”, Warszawa 1999 r.
[2] M. Zerka: „Rynek energii elektrycznej w Polsce. Model bilansowania i optymalizacji
kontraktowego rynku energii elektrycznej”, Biuletyn Miesięczny PSE S.A. nr 1/1999,
[3] M. Zerka: „Rynek energii elektrycznej w Polsce. Model bilansowania i optymalizacji
kontraktowego rynku energii elektrycznej”, dokument wewnętrzny PSE S.A., 1999 r.
[4] Ofgem/DTI: „The new electricity trading arragements – Ofgem/DTI conclusions”,
wrzesień 1999 r.,
[5] R. Ethier, R. Zimmerman, T. Mount, W. Schulze, R. Thomas: „A uniform price auction
with locational price adjustments for competitive electricity markets”, Electrical Power
and Energy Systems, nr 21/1999,
[6] London Economics: „Role playing simulations of the new electricity trading
arragements”, wrzesień 1999 r.,
[7] Ofgem: „The New Electricity Trading Arragements”, Tom I i II, lipiec 1999 r.,
[8] Ofgem: „The New Electricity Trading Arragements: a draft specification for the
balancing mechanism and imbalance settlement”, lipiec 1999 r..
18
Załącznik: Przykład zgłaszania umów sprzedaży, przedkładania ofert
bilansujących, planowania i prowadzenia ruchu oraz
rozliczania odchyleń dla wybranego okresu rozliczeniowego
(godziny)
1.
Schemat funkcjonalny i transakcyjny
Poniższy uproszczony przykład dotyczy dwóch operatorów handlowo-technicznych
OHT1 i OHT2, z których każdy zarządza jednym punktem dostarczania (odpowiednio PD1 i
PD2) i jednym poboru (odpowiednio PP1 i PP2) z przyłączonymi odpowiednio jednym
wytwórcą (W1 i W2) i jednym odbiorcą (O1 i O2), jednego operatora giełdowego OGE i
jednego przedsiębiorstwa hurtowego obrotu energią elektryczną HPO. Dla uproszczenia
przyjęto, że zbilansowanie następuje w ramach działań wymienionych uczestników rynku.
Przykład został zaprezentowany na wielkościach ogólnych i liczbowych. Na rysunkach
przedstawiono:
! schemat funkcjonalny, określający miejsca dostarczania i poboru, a także zakres
zarządzania punktami dostarczania/poboru przez poszczególnych OHT,
! schemat transakcyjny, określający wszystkie transakcje jakie dla danej godziny
rozliczeniowej zawarli wymienieni wyżej uczestnicy rynku bilansującego, przy czym
założono, że OGE i HPO nie zawierają innych poza wskazanymi transakcjami (stąd
warunek ich pełnego zbilansowania); nie ma formalnych przeszkód, by w przykładzie
uwzględnić również bezpośrednie transakcje zakupu energii zawierane przez wytwórców
lub sprzedaży przez odbiorców, jednak dla uproszczenia pominięto tego typu umowy.
OHT1
W1
O1
OHT2
PD2
PD1
SYSTEM
ELEKTROENERGETYCZNY
PP1
PP2
W2
O2
Schemat funkcjonalny
19
OGE
OGE
E W1
OGE
E O1
OGE
E HPO
HPO
EOGE
5MWh
HPO
HPO
EOGE
O2
OGE
E W2
EW1
HPO
EO2
HPO
EO1
HPO
EW2
MW
20
MW
h
10
E
h
Wh
10M
W1
OGE
45M
W1
EHPO
EW1
O2
W1
Wh
EO2HPO
EO2OGE
EO2W1
90MWh
O2
EO2W2
O1
E OGE
EW1
O1
EW2
OGE
10
0M
Wh
75MWh
W
80
M
h
Wh
W
h
M
55
M
80
25MWh
EW1
O1
EW2
HPO
O1
E HPO
O1
E W2
O1
110MWh
EW2
O1
EW2
O2
W2
Przykład: Schemat transakcyjny
2.
Zgłoszenia umów sprzedaży
Zgodnie z przyjętymi zasadami na rynku
poszczególnych uczestników następujące zgłoszenia:
bilansującym OSP otrzyma od
Kod identyfikacyjny OHT: OHT1
Godzina rozliczeniowa: 21
Numer kolejny umowy
handlowej
PD1
Doba rozliczeniowa: 01.07.2000
Wielkość energii
elektrycznej netto
rynku
dostarczania/poboru
objętej umową
oznacza kupno)
1
W1
O1
EOW11 (80 MWh)
2
W1
O2
EOW21 (90 MWh)
3
W1
OGE
W1
EOGE
(20 MWh)
4
W1
HPO
W1
E HPO
(10 MWh)
Deklarowana pozycja kontraktowa w punkcie dostarczania PD1
W1
W1
+ E HPO
DPK PD1 = E OW11 + E OW21 + E OGE
(80+90+20+10) MWh=200 MWh
20
Numer kolejny umowy
handlowej
PP1
Wielkość energii
elektrycznej netto
rynku
dostarczania/poboru
objętej umową
oznacza kupno)
1
O1
W1
EWO11 (-80 MWh)
2
O1
W2
EWO12 (-110 MWh)
3
O1
OGE
O1
EOGE
(-25 MWh)
4
O1
HPO
O1
E HPO
(-80 MWh)
Deklarowana pozycja kontraktowa w punkcie poboru PP1
O1
O1
DPK PP1 = EWO11 + EWO12 + E OGE
+ E HPO
-(80+110+25+80) MWh=-295 MWh
Numer kolejny umowy
handlowej
PD2
Wielkość energii
elektrycznej netto
rynku
dostarczania/poboru
objętej umową
oznacza kupno)
1
W2
O1
EOW12 (110 MWh)
2
W2
O2
EOW22 (100 MWh)
3
W2
OGE
W2
EOGE
(55 MWh)
4
W2
HPO
W2
E HPO
(75 MWh)
Deklarowana pozycja kontraktowa w punkcie dostarczania PD1
W2
W2
DPK PD 2 = EOW12 + EOW22 + EOGE
+ E HPO
(110+100+55+75) MWh=340 MWh
Numer kolejny umowy
handlowej
PP2
Wielkość energii
elektrycznej netto
rynku
dostarczania/poboru
objętej umową
oznacza kupno)
1
O2
W1
EWO12 (-90 MWh)
2
O2
W2
EWO 22 (-100 MWh)
3
O2
OGE
O2
EOGE
(-45 MWh)
4
O2
HPO
O2
EHPO
(-10 MWh)
Deklarowana pozycja kontraktowa w punkcie poboru PP1
O2
O2
DPK PP 2 = EWO12 + EWO 22 + E OGE
+ E HPO
-(90+100+45+10) MWh=-245 MWh
21
Kod identyfikacyjny OGE: OGE
Numer kolejny kontraktu
który zawarł kontrakt
giełdowego
giełdowy
Wielkość energii
Kod identyfikacyjny
elektrycznej netto
miejsca
objętej umową
dostarczania/poboru
oznacza kupno)
1
W1
PD1
EWOGE
(-20 MWh)
1
2
O1
PP1
EOOGE
(25 MWh)
1
3
W2
PD2
EWOGE
(-55 MWh)
2
4
O2
PP2
EOOGE
(45 MWh)
2
5
HPO
XXX
OGE
EHPO
(5 MWh)
Suma kontrolna
Kod identyfikacyjny HPO: HPO
Numer kolejny umowy
który zawarł umowę
handlowej
handlową
OGE
+ E OOGE
+ E WOGE
+ E OOGE
+ E HPO
=0
E WOGE
1
1
2
2
(-20+25-55+45+5) MWh=0
Wielkość energii
Kod identyfikacyjny
elektrycznej netto
miejsca
objętej umową
dostarczania/poboru
oznacza kupno)
1
W1
PD1
EWHPO
(-10 MWh)
1
2
O1
PP1
EOHPO
(80 MWh)
1
3
W2
PD2
EWHPO
(-75 MWh)
2
4
O2
PP2
EOHPO
(10 MWh)
2
5
OGE
XXX
HPO
EOGE
(-5 MWh)
Suma kontrolna
HPO
HPO
HPO
EWHPO
+ EWHPO
+ EOGE
=0
1 + EO1
2 + EO 2
(-10+80-75+10-5) MWh=0
3.
Przedłożenie ofert bilansujących
Jednocześnie zgodnie przyjętymi zasadami OHT1 i OHT2 złożyli OSP oferty na
świadczenie usług bilansujących, przy czym OHT1 złożył dla jednostki wytwórczej W1 jedną
ofertę przyrostową do wielkości odpowiadającej mocy dyspozycyjnej jednostki E max 1 i cenie
C 1P1 oraz jedną ofertę redukcyjną obejmującą całość energii wykazanej w deklarowanej
pozycji kontraktowej DPK PD1 i cenie C 1R1 . Natomiast OHT2 złożył dla jednostki wytwórczej
W2 dwie oferty przyrostowe, do wielkości odpowiadającej mocy dyspozycyjnej jednostki
E max 2 o cenach odpowiednio C P21 i C P2 2 . Złożył także dwie oferty redukcyjne, przy czy
pierwszą do wielkości produkcji energii wynikającej z minimum technicznego bloku i drugą
22
obejmującą całość energii wykazanej w deklarowanej pozycji kontraktowej DPK PD 2 o
cenach odpowiednio C R21 i C R2 2 13. Złożone oferty przedstawiono schematycznie na rysunku.
OHT1
cena
1
C P1
1
C R1
1
E P1
1
E min
cena
C
wielkość
produkcji
1
E R1
1
DPK PD1
E max
OHT2
2
P2
2
C P1
2
C R1
2
C R2
2
2
2
E R2
E P1
E R1
2
E min
wielkość
produkcji
2
E P2
2
DPKPD2
E max
Rys. Graficzne przedstawienie ofert bilansujących przedłożonych przez OHT
Numer kolejny pasma
Wielkość energii w
ofercie
[MWh]
Kod identyfikacyjny jednostki wytwórczej: W1
Cena ofertowa
Wielkość produkcji netto
[zł]
energii elektrycznej
wynikająca z minimum
technicznego jednostki:
1
(180 MWh)
E min
1
E 1R1 (200 MWh)
C 1R1 (60 zł/MWh)
2
E 1P1 (50 MWh)
0
0
0
0
0
0
C 1P1 (130 zł/MWh)
0
0
0
0
0
0
3
4
5
6
7
8
13
objęta zgłoszeniemumową:
DPK PD1 (200 MWh)
wynikająca z mocy
dyspozycyjnej jednostki:
W przykładzie przyjęto konwencję, że oferta bilansująca może zawierać do dziesięciu pasm (łącznie
redukcyjnych i przyrostowych).
23
9
10
0
0
Numer kolejny pasma
Wielkość energii w
ofercie
[MWh]
0
0
1
(250 MWh)
E max
Kod identyfikacyjny jednostki wytwórczej: W2
Cena ofertowa
[zł]
wynikająca z minimum
technicznego jednostki:
1
(300 MWh)
E min
1
E R2 2 (300 MWh)
C R2 2 (50 zł/MWh)
2
E R21 (40 MWh)
C R21 (60 zł/MWh)
3
E P21 (10 MWh)
C P21 (140 zł/MWh)
4
E P2 2 (30 MWh)
0
0
0
0
0
0
C P2 2 (160 zł/MWh)
0
0
0
0
0
0
5
6
7
8
9
10
4.
objęta zgłoszeniemumową:
DPK PD1 (340 MWh)
wynikająca z mocy
1
(380 MWh)
E max
Planowanie i prowadzenie ruchu
Wariant 1. Przyjmijmy, że po weryfikacji zgłoszeń i ofert OSP programując rozdział
obciążeń i pracę systemu otrzymał w trybie operatywnym zgłoszenie od OHT1, że ze
względu na awarię jednostka wytwórcza W1 w danej godzinie rozliczeniowej będzie mogła
pracować tylko na poziomie swojego minimum technicznego, pozwalającego na
1
wyprodukowanie w tej godzinie E min
(180 MWh). W związku z tym OSP zakontraktował
1
różnicę ∆ 2 p = DPK PD1 − E min
(20 MWh) u OHT2 z jednostki wytwórczej W2 na podstawie
zgłoszonej oferty przyrostowej (przyjmijmy, że wykorzystano całe pierwsze pasmo
przyrostowe i część drugiego). Dokonuje także korekty pozycji kontraktowej jednostki
wytwórczej W2 do wielkości:
SPK PD 2 = DPK PD 2 + ∆ 2 p
(360 MWh =340 MWh + 20 MWh )
Natomiast pozycja kontraktowa jednostki W1 nie ulega zmianie i wynosi DPK PD1
(200 MWh). Przyjmijmy, że na podstawie dokonanych pomiarów rzeczywistych wielkości
dostaw i poboru w tej godzinie rozliczeniowej OSP ustalił następujące wielkości wykonania i
odchylenia od deklarowanych i skorygowanych pozycji kontraktowych:
24
Punkt dostarczania/poboru PD1
Deklarowana pozycja
kontraktowa
W1
W1
DPKPD1 = EOW11 + EOW21 + EOGE
+ EHPO
Skorygowana pozycja
kontraktowa
Rzeczywiste
wykonanie
(gdyż OSP nie zakontraktował ofert bilansujących)
(90+70+10+30) MWh=200 MWh
SPK PD1 = DPK PD1
RZWPD1
185 MWh
(wytwórca dostarczył więcej energii niż przewidywał w związku z awarią)
Odchylenie od
pozycji kontraktowej
ODPD1 = SPK PD1 − RZWPD1
(200-185) MWh=15 MWh
Deklarowana pozycja
kontraktowa
W2
W2
+ E HPO
Skorygowana pozycja
kontraktowa
(100+95+70+75) MWh=340 MWh
(340+20) MWh=360 MWh
(OSP zakontraktował usługę bilansującą)
Rzeczywiste
wykonanie
RZWPD2
350 MWh
(Wytwórcy nie udało się wykonać pełnej produkcji obejmującej przyjętą ofertę przyrostową)
Odchylenie
od
ODPD 2 = SPK PD 2 − RZW PD 2
360-350=10 MWh
Punkt dostarczania/poboru PP1
Deklarowana pozycja
kontraktowa
Skorygowana pozycja
kontraktowa
Rzeczywiste
wykonanie
O1
O1
DPK PP1 = EWO11 + EWO12 + E OGE
+ E HPO
(-80-110-25-80) MWh=-295 MWh
Na pierwszym etapie rozwoju rynku dla miejsc poboru nie składa się ofert
bilansujących i nie koryguje pozycji kontraktowej
RZW PP1
-275 MWh
(Odbiorca odebrał mniej energii niż zostało to określone w grafiku)
Odchylenie
od
ODPP1 = DPK PP1 − RZWPP1
-295-(-275)=-20 MWh
Punkt dostarczania/poboru PP2
Deklarowana pozycja
kontraktowa
Skorygowana pozycja
kontraktowa
Rzeczywiste
wykonanie
O2
O2
DPK PP 2 = EWO12 + EWO 22 + E OGE
+ E HPO
(-90-100-45-10) MWh=-245 MWh
Na pierwszym etapie rozwoju rynku dla miejsc poboru nie składa się ofert
bilansujących i nie koryguje pozycji kontraktowej
RZW PP 2
-270 MWh
(Odbiorca odebrał więcej energii niż zostało to określone w grafiku)
Odchylenie
od
ODPP 2 = DPK PP 2 − RZWPP 2
-245 – (-270)=25 MWh
25
Wariant 2. Przyjmijmy, że po weryfikacji zgłoszeń i ofert OSP programując rozdział
obciążeń i pracę systemu również otrzymał w trybie operatywnym zgłoszenie od OHT1, że ze
względu na awarię jednostka wytwórcza W1 w danej godzinie rozliczeniowej będzie mogła
pracować tylko na poziomie swojego minimum technicznego, pozwalającego na
1
wyprodukowanie w tej godzinie E min
(180 MWh). W związku z tym OSP przyjął, że jednostkę
1
tę należy prowadzić na poziomie E min
z przyczyn leżących po stronie wytwórcy, a
1
jednocześnie należy zakontraktować różnicę ∆ 2 p = DPK PD1 − E min
(20 MWh) jako usługę
bilansującą u OHT2 z jednostki wytwórczej W2 na podstawie zgłoszonej oferty przyrostowej.
Przyjmijmy, że na podstawie dokonanych pomiarów rzeczywistych wielkości dostaw i
poboru w tej godzinie rozliczeniowej OSP ustalił następujące wielkości wykonania i
odchylenia od deklarowanych pozycji kontraktowych jednostek wytwórczych (dane dla
punktów poboru pozostają takie same jak w Wariancie 1):
Deklarowana pozycja
kontraktowa
Rzeczywiste
wykonanie
W1
W1
DPKPD1 = EOW11 + EOW21 + EOGE
+ EHPO
(90+70+10+30) MWh=200 MWh
RZWPD1
185 MWh
(wytwórca dostarczył więcej energii niż przewidywał w związku z awarią)
Skorygowana pozycja
kontraktowa
Całkowite odchylenie
od pozycji
kontraktowej
SPK PD1 = DPK PD1
(gdyż OSP nie zakontraktował ofert bilansujących)
ODPD1 = SPK PD1 − RZWPD1
(200-185) MWh=15 MWh
Deklarowana pozycja
kontraktowa
Rzeczywiste
wykonanie
W2
W2
+ E HPO
(100+95+70+75) MWh=340 MWh
RZWPD 2
350 MWh
(OSP zakontraktował przyrostową usługę bilansującą)
Skorygowana pozycja
kontraktowa
(340+10) MWh=350 MWh
(OSP zakontraktował usługę bilansującą)
Całkowite odchylenie
od pozycji
kontraktowej
5.
ODPD 2 = SPK PD 2 − RZWPD 2
(350-350) MWh=0 MWh
Rozliczenia odchyleń
Wariant 1. W danym okresie rozliczeniowym wystąpią rozliczenia pomiędzy OHT2 i
OSP w związku z zakontraktowaniem przez OSP przyrostowych usług bilansujących o
wielkości ∆ 2 p (20 MWh). Ponieważ OSP nie kontraktował w tym okresie usług redukcyjnych,
nie osiągnie żadnych z tego tytułu przychodów. Całkowite wydatki OSP z tytułu
kontraktacji usług bilansujących (przyrostowych) w danym okresie rozliczeniowym
26
(godzinie), które stanowią przychód wytwórcy W2 z tytułu świadczonej usługi bilansującej
(rozliczany przez OHT2) wyniosą:
(
)
WPOSP = E R21 ⋅ C R21 + ∆ 2 p − E R21 ⋅ C R2 2
WPOSP = 10MWh ⋅ 140 zl MWh + (20 − 10 )MWh ⋅ 160 zl MWh = 3000 zl
Jednocześnie w tym okresie wystąpiło następujące sumaryczne odchylenie netto
uczestników od ich pozycji kontraktowych (deklarowanych lub skorygowanych):
N n −netto = ODPD1 + OD PD 2 + ODPP1 + OD PP 2
15+10-20+25=30 MWh
Na tej podstawie OSP określa jednolitą cenę rozliczeniową odchyleń w tym okresie:
W OSP
JCR = P
N n − netto
3000 zl
JCR =
= 100 zl / MWh
30 MWh
Na podstawie zarejestrowanych odchyleń od pozycji kontraktowych i wyznaczonej
jednolitej ceny rozliczeniowej wystąpią następujące rozliczenia odchyleń pomiędzy OHT i
OSP, przy czym Z oznacza zobowiązanie wobec OSP, N należność od OSP:
OHT
OHT1
OHT2
Uczestnik
W1
(PD1)
O1
(PP1)
W2
(PD2)
O2
(PP2)
N PD1 = ODPD1 ⋅ JCR
15 MWh *100 zł/MWh=1500 zł
N PP1 = ODPP1 ⋅ JCR
(-20 MWh)*100 zł/MWh=-2000 zł
N PD 2 = ODPD 2 ⋅ JCR
10 MWh*100 zł/MWh=1000 zł
N PP 2 = ODPP 2 ⋅ JCR
Po uwzględnieniu zakupu przez OSP usługi bilansującej nastąpiło pełne zbilansowanie
jego przychodów i wydatków z tytułu bilansowania pozycji uczestników rynku:
N PD1 + N PP1 + N PD 2 + N PP 2 = WPOSP
1500 zł-2000 zł+1000 zł+2500 zł=3000 zł
Wariant 2. W danym okresie rozliczeniowym wystąpią rozliczenia pomiędzy OHT2 i
OSP w związku z zakontraktowaniem przez OSP przyrostowych usług bilansujących o
wielkości ∆ 2 p (10 MWh). Ponieważ OSP nie kontraktował w tym okresie usług redukcyjnych,
nie osiągnie żadnych z tego tytułu przychodów. Całkowite wydatki OSP z tytułu
kontraktacji usług bilansujących (przyrostowych) w danym okresie rozliczeniowym
(godzinie), które stanowią przychód wytwórcy W2 z tytułu świadczonej usługi bilansującej
(rozliczany przez OHT2) wyniosą:
27
WPOSP = ∆ 2 p ⋅ C R21
WPOSP = 10 MWh ⋅ 140 zl MWh = 1400 zl
Jednocześnie w tym okresie wystąpiło następujące sumaryczne odchylenie netto
uczestników od ich pozycji kontraktowych (deklarowanych lub skorygowanych):
N n −netto = ODPD1 + ODPD 2 + ODPP1 + ODPP 2
15-0-20+25=20 MWh
Na tej podstawie OSP określa jednolitą cenę rozliczeniową odchyleń w tym okresie:
WPOSP
JCR =
N n −netto
1400 zl
= 70 zl / MWh
20 MWh
Na podstawie zarejestrowanych odchyleń od pozycji kontraktowych i wyznaczonej
jednolitej ceny rozliczeniowej wystąpią następujące rozliczenia odchyleń pomiędzy OHT i
OSP ( N oznacza należności OSP, stąd wartości ujemne N występują w przypadku
zobowiązań OSP):
JCR =
OHT
OHT1
OHT2
Uczestnik
W1
(PD1)
O1
(PP1)
W2
(PD2)
O2
(PP2)
N PD1 = ODPD1 ⋅ JCR
15 MWh *70 zł/MWh=1050 zł
N PP1 = ODPP1 ⋅ JCR
(-20 MWh)*70 zł/MWh=-1400 zł
N PD 2 = ODPD 2 ⋅ JCR
(0)*140 zł/MWh= 0 zł
N PP 2 = ODPP 2 ⋅ JCR
Po uwzględnieniu zakupu przez OSP usługi bilansującej nastąpiło pełne zbilansowanie
jego przychodów i wydatków z tytułu bilansowania pozycji uczestników rynku:
N PD1 + N PP1 + N PD 2 + N PP 2 = WPOSP
1050 zł-1400 zł-0 zł+1750 zł=1400 zł
28
6.
Porównanie wariantów
Porównanie skutków rozliczeń dla obu wariantów przedstawiono w poniższych
tabelach:
Dane ogólne
Wielkość
Wariant 1
Wariant 2
Różnica
(Wariant 2 –
Wariant 1)
30 MWh
20 MWh
-10 MWh
WPOSP
3000 zł
1400 zł
-1600 zł
PROSP
0
0
0
JCR
100 zł/MWh
70 zł/MWh
-30 zł/MWh
3000 zł
1400 zł
- 1600 zł
N n − netto
N PD1 + N PP1 + N PD 2 +
Wynika z tego, że w Wariancie 2 spadło zarówno niezbilansowanie netto (wypadkowe)
uczestników, jak i sumaryczne wydatki operatora. Spowodowało to, że jednolita cena
rozliczeniowa w tym okresie również spadła. Co istotne, spadły również łączne
przychody W2 z tytułu świadczonej usługi bilansującej, gdyż nie wystąpił efekt
sprzedaży energii po cenie ofertowej, a następnie jej odkupu po niższej cenie
rozliczeniowej, co miało miejsce w Wariancie 1.
Punkt PD1
Wielkość
Wariant 1
Wariant 2
Różnica
(Wariant 2 –
Wariant 1)
DPK PD1
200 MWh
200 MWh
0 MWh
SPK PD1
200 MWh
200 MWh
0 MWh
RZW PD1
185 MWh
185 MWh
0 MWh
ODPD1
15 MWh
15 MWh
0 MWh
N PD1
Usługi bilansujące
Razem
1500 zł
1050 zł
0
0
1500 zł
1050 zł
-450 zł
29
Punkt PP1
Wielkość
Wariant 1
Wariant 2
Różnica
(Wariant 2 –
Wariant 1)
DPK PP1
-295 MWh
-295 MWh
0 MWh
RZW PP1
-275 MWh
-275 MWh
0 MWh
ODPP1
-20 MWh
-20 MWh
0 MWh
N PP1
-2000 zł
-1400 zł
600 zł
Wariant 2
Różnica
Punkt PD2
Wielkość
Wariant 1
(Wariant 2 –
Wariant 1)
DPK PD 2
340 MWh
340 MWh
0 MWh
SPK PD 2
360 MWh
350 MWh
10 MWh
RZW PD 2
350 MWh
350 MWh
0 MWh
ODPD 2
10 MWh
0 MWh
0 MWh
1000 zł
0 zł
Usługi bilansujące
-3000 zł
-1400 zł
Razem
-2000 zł
-1400 zł
N PD 2
600 zł
Punkt PP2
Wielkość
Wariant 1
Wariant 2
Różnica
(Wariant 2 –
Wariant 1)
DPK PP 2
-245 MWh
-245 MWh
0 MWh
RZW PP 2
-270 MWh
-270 MWh
0 MWh
ODPP 2
25 MWh
25 MWh
0 MWh
N PP 2
2500 zł
1750 zł
-750 zł
Poniżej na rysunkach przedstawiono dla obu wariantów przepływy finansowe, zarówno
pomiędzy OSP i OHT, jak i pomiędzy OHT i wytwórcami oraz odbiorcami. Wskazują
one wyraźnie, że działalność OHT pozwala w znacznym stopniu ograniczyć przepływy
30
2000 zł - 1500 zł = 500 zł
W1
15 MWh * 100 zł/MWh = 1500 zł
(z tytułu odchylenia)
3000 zł - 1000 zł - 2500 zł = - 5000 zł
finansowe z udziałem OSP, którego dotyczą tylko przepływy netto w stosunku do
każdego OHT (wynika to z funkcji agregacyjnej OHT). Przepływy finansowe dla
obydwu wariantów oraz efekty agregacji z tytułu roli, jaką spełniają OHT
przedstawiono na rysunkach:
OSP
10 MWh * 100 zł/MWh = 1000 zł
W2
10 MWh * 140 zł/MWh
+10 MWh * 160 zł/MWh = 3000 zł
(za usługi bilansujące)
20 MWh * 100 zł/MWh = 2000 zł
OHT2
O1
OHT1
500 zł - 500 zł = 0 zł
25 MWh * 100 zł/MWh = 2500 zł
O2
1400 zł - 1750 zł = - 350 zł
W1
15 MWh * 70 zł/MWh = 1050 zł
1400 zł - 1050 zł = 350 zł
Rys. Rozliczenia według wariantu 1
10 MWh * 140 zł/MWh = 1400 zł
(za usługi bilansujące)
W2
OSP
20 MWh * 70 zł/MWh = 1400 zł
OHT2
O1
OHT1
350 zł - 350 zł = 0 zł
25 MWh * 70 zł/MWh = 1750 zł
O2
Rys. Rozliczenia według wariantu 2
31
6.
Przykłady dodatkowe
Poniżej dla Wariantu 1 przedstawiono trzy inne charakterystyczne (skrajne) przykłady
liczbowe, przy założeniu, że w stosunku do wcześniejszego przykładu zmianom
podlegają jedynie skorygowane pozycje kontraktowe wytwórców oraz wielkości
odchyleń uczestników rynku. Przedstawione są one w uproszczonej formie
tabelarycznej.
32
Przykład A
DP
K
[M
Wh]
PD1
200
PP1
295
PD2
340
PP2
245
SPK
OD
[M
Wh]
[M
Wh]
180
0
Należności lub zobowiązania w stosunku do
OSP
[zł]
0
+45
360
0
0
-45
-45 MWh*160 zł/MWh=-7200 zł
W OSP
-20 MWh*60 zł/MWh+10 MWh*140 zł/MWh
N n − netto
0
+10 MWh*160 zł/MWh=1800 zł
160 zł/MWh
(ponieważ nastąpiło pełne „samobilansowanie” po stronie uczestników, co
oznacza, że niezbilansowanie netto wyniosło zero, wystąpiła konieczność
zastosowania maksymalnej ceny rozliczeniowej, równej maksymalnej cenie
z oferty przyrostowej wykorzystanej w tym okresie rozliczeniowym; w tym
skrajnym przypadku oznacza to całkowity brak możliwości odzyskania przez
OSP poniesionych kosztów zakupu usług bilansujących)
JCR
Przykład B
DP
K
[M
Wh]
PD1
200
PP1
295
PD2
340
PP2
245
SPK
OD
[M
Wh]
[M
Wh]
200
+40
-50
-50 MWh*60 zł/MWh=-3000 zł
-20
-20 MWh*60 zł/MWh=-1200 zł
+30
340
OSP
[zł]
W OSP
0
N n − netto
0
33
60 zł/MWh
(ponieważ nastąpiło pełne „samobilansowanie” systemu bez konieczności
interwencji ze strony OSP i ponoszenia wydatków na usługi bilansujące, a
jednocześnie wystąpiła konieczność zastosowania stałej minimalnej ceny
rozliczeniowej Emin – w przykładzie przyjęto, że jest to 60 zł/MWh)
JCR
Przykład C
DP
K
[M
Wh]
PD1
200
PP1
295
PD2
340
PP2
245
SPK
OD
[M
Wh]
[M
Wh]
200
0
0
0
0
0
0
0
0
340
OSP
[zł]
W OSP
0
N n − netto
0
0 zł/MWh
JCR
(ponieważ nastąpiło pełne zbilansowanie zgodnie z deklarowanymi
pozycjami kontraktowymi, nie było potrzeby dokonywania jakichkolwiek
rozliczeń z OSP lub pomiędzy uczestnikami i ustalania ceny rozliczeniowej)
34

Rynek energii elektrycznej w Polsce

Transkrypt

Podobne dokumenty

PKP Energetyka spiera się o dostawy prądu

Monitoring rynku energii elektrycznej w oparciu o dane giełdowe z

Tel. - E-mail - Wynik symulacji instalacji solarnej JuraCad v1.1

Elektrownia Wodna Grajówka

Załącznik Energetyczne nocne happy hours energia dla piekarni

Siłownie Pionowego Obrotu 05-2014 Prezentacja

Rachunek za energię dla domu 150m2 Rodzina 2+1 Ogrzewanie gazowe

firma, a