KONKURENCJA W DOSTAWIE REGULACYJNYCH

KONKURENCJA
SYSTEMOWYCH
W
DOSTAWIE
REGULACYJNYCH
USŁUG
Autor: Paweł Bućko
(„Rynek Energii” – nr 2/2008)
Słowa kluczowe: rynki energii, usługi systemowe, regulacja mocy
Streszczenie. W artykule przedstawiono analizę aktualnego sposobu pozyskania usług systemowych w zakresie
mocy czynnej i rezerw operacyjnych. Wskazano na wady obecnych mechanizmów. Zarysowano kierunek
przekształceń rynku regulacyjnych usług systemowych w celu lepszego funkcjonowania w otoczeniu innych
segmentów rynku (w szczególności Rynku Bilansującego) oraz zwiększenia moŜliwości konkurencji pomiędzy
dostawcami usług. Omówiono problemy decentralizacji rynku usług regulacyjnych.
1. WSTĘP
Rynek usług systemowych jest rynkiem pomocniczym, którego funkcjonowanie umoŜliwia
konkurencyjne działanie rynku podstawowego, jakim jest rynek energii elektrycznej.
Podobnie jak występuje duŜe zróŜnicowanie modeli rynków energii elektrycznej,
obserwowane jest duŜe zróŜnicowanie rynków usług systemowych zarówno jeŜeli chodzi o
zakres oferowanych usług jak i wprowadzane zasady ich kontraktowania oraz naliczania
odpłatności za ich świadczenie.
Usługi systemowe w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) są przedmiotem
handlu od kilku lat. Zarówno katalog usług jak i zasady naliczania odpłatności podlegają
zmianom. Kształtowane są takŜe zasady kontraktowania. Rynek usług regulacyjnych w
Polsce rozwija się wolno. Zasadniczy wysiłek organizacyjny jest skierowany na
wprowadzenie mechanizmów konkurencji na rynku energii elektrycznej. Powoduje to, Ŝe
rynek usług regulacyjnych funkcjonuje jedynie w zakresie ograniczonym praktycznie do
elektrowni cieplnych i jedynie w skali systemowej. Zakres jego funkcjonowania nakłada się
częściowo na zadania realizowane przez Rynek Bilansujący.
Rynek Bilansujący (RB) jest podstawowym narzędziem zapewniającym moŜliwości
pozyskania
energii
niezbędnej
do
prawidłowego
funkcjonowania
systemu
elektroenergetycznego w warunkach rynkowych. Konieczność funkcjonowania tego
segmentu rynku wynika z technicznych uwarunkowań pracy systemu - głównie konieczności
dotrzymania chwilowego bilansu mocy wytwarzanej i odbieranej z systemu. Chwilowy bilans
mocy (wymuszony przez chwilowe uwarunkowania techniczne) róŜni się od poziomów
produkcji i poboru energii wynikających z pozycji kontraktowych podmiotów rynkowych,
które są określane na podstawie umów handlowych, z wyprzedzeniem czasowych w stosunku
do ich realizacji. Rynek Bilansujący pełni więc dwie role: mechanizmu bilansowania oraz
mechanizmu rozliczeniowego (obejmującego takŜe zasady cenotwórstwa dla energii
bilansującej).
Przedmiotem składanych ofert na Rynku Bilansującym są głównie rezerwy aktywowane w
ramach tzw. „regulacji trójnej" {manuallly activated power reserves), jednak chwilowe
niezbilansowanie wytwórców często nie jest wynikiem wykorzystania „rezerw trójnych"
tylko wynika z działania automatycznych układów regulacji: pierwotnej i wtórnej. Rezerwy w
ramach regulacji pierwotnej (sekundowej) i wtórnej (minutowej) są kontraktowane przez
operatora systemu w ramach odrębnych od RB procedur kontraktowania regulacyjnych usług
systemowych. Funkcjonowanie rynku usług regulacyjnych oraz Rynku Bilansującego jest
więc istotnie wzajemnie uwarunkowane (zarówno pod względem technicznym jak i
rozliczeniowym) a mimo to oba rynki funkcjonują w znacznym zakresie niezaleŜnie jeŜeli
chodzi o mechanizmy kontraktowania i ofertowania.
2. USŁUGI SYSTEMOWE W ZAKRESIE REGULACJI MOCY CZYNNEJ
Podstawowym warunkiem jaki naleŜy spełnić dla prawidłowej pracy systemu jest
konieczność równowaŜenia chwilowego bilansu mocy czynnej w systemie. W systemie
elektroenergetycznym nie ma moŜliwości gromadzenia energii elektrycznej (poza
elektrowniami akumulacyjnymi np. pompowymi) i dlatego warunek ten jest niezbędny dla
utrzymania współpracy równoległej jednostek wytwórczych w systemie. W celu jego
realizacji konieczne jest utrzymywanie odpowiedniej rezerwy mocy regulacyjnej i
interwencyjnej w systemie. Rezerwy te są uruchamiane w zaleŜności od potrzeb systemu
przez automatyczne układy regulacji lub przez dyspozytora systemu. Usługi systemowe w
zakresie regulacji mocy czynnej wynikają ze zdolności podmiotów rynku energii elektrycznej
do utrzymywania rezerw mocy. Istotnym parametrem, określającym wielkość płatności za te
usługi jest więc wielkość mocy udostępnionej do regulacji. Nie mniej istotne są pozostałe
parametry techniczne mocy regulacyjnej, z których najczęściej wymienianymi są parametry
czasowe dostępu do mocy.
Biorąc pod uwagę zdolności podmiotów rynku energii do realizacji wymienionych funkcji,
podstawowymi kryteriami przy klasyfikacji usług systemowych w zakresie regulacji mocy
czynnej powinny być:
• sygnały, których zmiana powoduje regulacyjne działania podmiotu,
• czas rozpoczęcia reakcji i szybkość odpowiedzi na wymuszenie.
W pierwszym przypadku sygnałami wymuszającymi
regulacyjne zachowania podmiotów mogą być:
• zmiana częstotliwości w systemie,
• zmiana (w stosunku do wartości zadanych) mocy wymiany pomiędzy połączonymi
systemami lub pomiędzy rynkiem systemowym a rynkami lokalnymi,
• wymuszenie reakcji regulacyjnej podmiotu przez operatora systemu, w przypadku gdy
automatyczne układy regulacji nie doprowadzają do zrównowaŜenia bilansu mocy w
systemie lub spodziewane jest pogorszenie warunków bilansowania mocy w systemie
i działanie operatora ma na celu zapewnienie zapasu mocy regulacyjnej w przyszłości.
Z punktu widzenia ekonomicznych konsekwencji utrzymywania się niezrównowaŜenia
bilansu mocy w systemie najbardziej istotnym parametrem, który moŜe przesądzać o
klasyfikacji usług systemowych, jest czas trwania niezrównowaŜenia. Definiując moc
regulacyjną w oparciu o ten warunek istotne stają się parametry czasowe rezerwy:
• czas zwłoki od pojawienia się niezrównowaŜenia do rozpoczęcia reakcji dostawcy
usługi,
• szybkość (stromość) odpowiedzi dostawcy na wymuszenie,
• maksymalny czas dostarczania mocy rezerwowej do systemu (ten parametr moŜe być
ograniczany moŜliwościami technicznymi źródeł lub koniecznością odtworzenia
zapasu mocy regulacyjnej).
W obowiązującej do tej pory klasyfikacji usług systemowych przyjęto za podstawę podział
usług wynikający z tradycyjnej klasyfikacji układów regulacji w systemie, wyróŜniając
regulację pierwotną, wtórną i trójną.
Ten tradycyjny podział na wiele wad wynikających głównie z trudności interpretacyjnych z
zakwalifikowaniem do danej grupy oddziaływań regulacyjnych o podobnych
charakterystykach czasowych i mocowych, ale wymuszanych przez inne rodzaje regulatorów.
Dodatkowe problemy wynikają z tego, Ŝe wiele usług moŜe być realizowane zarówno przez
wytwórców jak i przez odbiorców w systemie.
PoniewaŜ utrzymywanie rezerw w systemie moŜe mieć róŜne funkcje strategiczne proponuje
się wyróŜnienie operacyjnych i strategicznych rezerw mocy.
Przez operacyjne rezerwy mocy w systemie będzie się rozumieć rezerwy mocy
utrzymywane na potrzeby dyspozycji mocy (organu sterującego na bieŜąco pracą systemu) w
celu zapewnienia zdolności systemu do ciągłego równowaŜenia chwilowego bilansu mocy
oraz moŜliwości odtworzenia szybkich zdolności regulacyjnych.
Przez strategiczne rezerwy mocy w systemie będzie się rozumieć rezerwy utrzymywane
przez operatora systemowego w celu zapewnienia długookresowego bezpieczeństwa
energetycznego systemu. Rezerwy strategiczne utrzymywane i kontraktowane powinny być w
dalszej perspektywie czasowej i nie wykorzystywane przez dyspozycję mocy do bieŜącego
prowadzenia ruchu.
W niniejszym artykule analizowane są jedynie operacyjne rezerwy mocy.
3. DOSTAWCY USŁUG SYSTEMOWYCH
Krajowy system elektroenergetyczny charakteryzuje się znaczną przewagą duŜych elektrowni
cieplnych w strukturze mocy zainstalowanej. Fakt ten niestety determinuje takŜe podejście do
planowania mechanizmów rynkowych. Analizując rozwiązania przyjęte w konkurencyjnych
segmentach rynku energii oraz na rynku bilansującym, a w szczególności na rynku usług
systemowych, łatwo zauwaŜyć, Ŝe konstrukcje rynków są dostosowane do specyfiki
elektrowni cieplnych oraz ich właściwości regulacyjnych.
Katalog usług systemowych jest odwzorowaniem głównych cech regulacyjnych takich
bloków i tradycyjnych układów sterowania ich produkcją. O dostawę tak zdefiniowanych
usług systemowych konkurują jedynie bloki w elektrowniach cieplnych. Z konkurencji
wyłączone są elektrownie wodne i pompowe (o znacząco większych zdolnościach
regulacyjnych) tradycyjnie realizujące w systemie rolę regulacyjno-interwencyjną. Nie
oznacza to, Ŝe elektrownie takie nie pełnią w systemie roli regulacyjnej -ich zdolności
regulacyjne są pozyskiwane za pomocą osobnych mechanizmów.
Rynek usług systemowych jest ograniczony wyłącznie do wytwórców. Na mechanizmy
regulacji mocy w systemie patrzy się ciągle w tradycyjny sposób jak na dopasowanie
produkcji do zapotrzebowania. Nie wykorzystuje się technicznych moŜliwości regulacji po
stronie zapotrzebowania. MoŜliwości regulacyjne zapotrzebowania po stronie odbiorców
końcowych, firm obrotu i operatorów systemów dystrybucyjnych mogą i powinny być
alternatywą dla działań regulacyjnych wytwórców (oczywiście przy porównywalnych
parametrach technicznych regulacji). Techniczne moŜliwości pozyskania takich usług istnieją,
natomiast o ich ewentualnym wykorzystaniu powinny decydować kryteria ekonomiczne.
Aktualnie funkcjonujące rynki systemowych usług regulacyjnych działają w warunkach
ograniczonej ilości uczestników. Konkurujące podmioty mają zbliŜone charakterystyki
techniczne i zbliŜone uwarunkowania ekonomiczne ich świadczenia. Ogranicza to znacząco
warunki konkurencji rynkowej w pozyskaniu usług. JeŜeli rynki usług mają działać jako
konkurencyjne konieczne jest umoŜliwienie uczestnictwa w nich dostawcom alternatywnych
działań regulacyjnych (innym typom wytwórców, odbiorcom, operatorom). W przeciwnym
razie większość rynków usług naleŜy uznać za niekonkurencyjne i mechanizmy ich
kontraktacji poddać procedurom negocjacyjnym lub procesom regulacyjnym.
4. KATALOG USŁUG SYSTEMOWYCH W ZAKRESIE OPERACYJNYCH
REZERW MOCY CZYNNEJ
W celu stworzenia konkurencyjnego rynku usług systemowych proponuje się rozszerzyć
tradycyjne pojęcia regulacji pierwotnej i wtórnej (rozumiane najczęściej jako działania
wytwórców), zastępując je szerszymi pojęciami rezerwy sekundowej i rezerwy minutowej,
obejmującymi takŜe działania odbiorców i operatorów systemowych o podobnych skutkach
dla systemu jak regulacja pierwotna i wtórna. Celem działań odbiorców i operatorów powinno
być wspieranie (i częściowo zastępowanie) działań regulacyjnych wytwórców, dlatego
definiując rezerwy proponuje się grupować je według podobnych kryteriów jak w
tradycyjnym podziale, przede wszystkim kierując się ich funkcjonalnym znaczeniem dla
systemu oraz moŜliwością wzajemnego współdziałania.
Rezerwa sekundowa
Zadaniem regulacji sekundowej jest reagowanie na kaŜde zachwianie bilansu mocy w
połączonych systemach elektroenergetycznych. Mierzalnym sygnałem informującym o
zaburzeniu w bilansie mocy jest zmiana częstotliwości. Regulacja sekundowa powinna być
efektywna w czasach dostępu do mocy porównywalnych z regulacją pierwotną.
Proponuje się przyjęcie następującej definicji rezerwy sekundowej:
Rezerwa sekundowa — rezerwa mocy dostępna jako automatyczna reakcja dostawcy usługi
na zmianę częstotliwości w systemie, inicjowana przez automatykę obiektową, realizowana
bez zwłoki czasowej. Dostarczenie pełnego zakresu mocy udostępnionej w ramach rezerwy
sekundowej powinno nastąpić w czasie nie przekraczającym 30 s, przy czym co najmniej
połowa tego zakresu powinna być dostarczona w czasie nie przekraczającym 5 s od momentu
pojawienia się odchylenia częstotliwości od wielkości zadanej. Rezerwa musi być w pełni
efektywna w czasie co najmniej 300 s (5min.) od momentu dostarczenia wymaganego zakresu
mocy.
Rezerwa minutowa
Zadaniem regulacji minutowej jest doprowadzenie do zrównowaŜenia bilansu mocy w
ramach tego z połączonych systemów elektroenergetycznych, w którym nastąpiło
niezrównowaŜenie. Oznacza to przywrócenie zadanego poziomu częstotliwości w systemie i
doprowadzenie do uzgodnionych poziomów przepływów mocy w liniach
międzysystemowych. Wynikiem działania regulacji minutowej powinno być odtworzenie
rezerwy regulacji sekundowej.
Proponuje się przyjąć następującą definicję usługi systemowej zwanej rezerwą minutową:
Rezerwa minutowa - rezerwa mocy dostępna w wyniku automatycznej reakcji dostawcy
usługi systemowej w odpowiedzi na zmianę sygnału regulacyjnego wysyłanego przez
centralny regulator systemowy lub regulator lokalny, realizowana w celu przywrócenia
wymaganego poziomu częstotliwości i mocy wymienianych z innymi systemami. Za
odpowiadającą wymaganiom rezerwy minutowej przyjmuje się rezerwy mocy:
dostępne w czasie do 300 s,
efektywnie podtrzymywane przez co najmniej 30 min.
Rezerwa godzinowa
Zadaniem rezerwy godzinowej jest odtworzenie zakresu rezerwy minutowej w czasie
nieprzekraczającym 15 min. W ramach tej rezerwy moŜliwe jest wykorzystywania
stosunkowo wielu róŜnych działań wytwórców jak i odbiorców oraz operatorów systemów
dystrybucyjnych. RóŜnią się one znacznie parametrami technicznymi, co powinno znaleźć
swoje odbicie w zróŜnicowaniu stawek za świadczenie tego typu usług. Zaproponowana
definicja powinna takŜe moŜliwie ogólna, pozwalająca na zgrupowanie tych działań w jednej
grupie, ze względu na funkcję jaką pełnią w systemie.
Proponuje się przyjąć następującą definicję usługi systemowej zwanej rezerwą godzinową:
Rezerwa godzinowa - rezerwa mocy utrzymywana u dostawcy usługi systemowej,
uruchamiana sygnałem telesterowania lub na polecenie dyspozytora systemu, dostępna w
czasie nieprzekraczającym 15 min. Rezerwa godzinowa powinna być efektywnie
podtrzymywana w sposób ciągły.
Rezerwa odtworzeniowa
Celem utrzymywania rezerwy odtworzeniowej jest zapewnienie moŜliwości odtworzenia lub
zwiększenia zakresu rezerwy godzinowej, w przypadku, gdy jest to konieczne dla
zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. W warunkach krajowych
rezerwa odtworzeniowa utrzymywana jest praktycznie tylko w elektrowniach cieplnych i
przewiduje się jej wielkość i alokację w systemie w Planie Koordynacyjnym Dobowym
(PKD).
Proponuje się następującą definicję rezerwy odtworzeniowej :
Rezerwa odtworzeniowa - rezerwa mocy uruchamiana na polecenie dyspozytora systemu, w
celu odtworzenia zdolności regulacyjnych systemu, o czasie dostępu do mocy
przekraczającym 15 min. Proces uruchamiania jednostki z rezerwy odtworzeniowej powinien
rozpocząć się nie później niŜ w 15 minut od wydania polecenia przez OSP i jednostka
powinna być zdolna do osiągnięcia minimum technicznego w czasie do 8 godzin.
5. KLASYFIKACJA USŁUG SYSTEMOWYCH
Klasyfikację regulacyjnych usług systemowych w zakresie operacyjnych rezerw mocy
czynnej, w oparciu o zaproponowane definicje, przedstawiono w tabeli 1.
Rezerwy sekundową, minutową i godzinową zaliczyć moŜna do rezerw wirujących w
systemie, natomiast rezerwa odtworzeniowa ma charakter rezerwy niewi-rującej
(zlokalizowanej w systemie wytwórczym), która jest przeznaczona do uruchomienia jedynie
w razie konieczności odtworzenia lub operacyjnego zwiększenia wymaganych zasobów
rezerw wirujących.
Wiele z wymienionych sposobów realizacji usług nie jest wykorzystywanych w KSE, bądź z
braku moŜliwości technicznych, bądź z braku zapotrzebowania na taki sposób dostarczania
mocy regulacyjnej, bądź teŜ z braku zainteresowania potencjalnych dostawców rynkiem usług
systemowych - wynikającym z braku odpowiednich bodźców ekonomicznych. Przedstawiony
katalog naleŜy traktować jako próbę sklasyfikowania wykorzystywanych w systemie
sposobów regulacji mocy czynnej i istniejących w systemie rezerw w tej dziedzinie.
Oczywiście ten katalog nie wyczerpuje wszystkich potencjalnie moŜliwych reakcji
podmiotów systemowych i moŜe być uzupełniany w przypadku pojawienia się lub
wykorzystania nowych moŜliwości technicznych. W okresie kreowania rynku usług
systemowych powinno się dąŜyć do rozbudowy tego katalogu, po to by spowodować
konkurencję pomiędzy potencjalnymi dostawcami.
Zaproponowany podział usług systemowych jest kompromisem pomiędzy dotychczasową
klasyfikacją (wynikającą głównie z tradycyjnych funkcji układów regulacji i praktyki
sterowania obciąŜeniami elektrowni pracujących w systemie), a koniecznością włączenia do
usług systemowych nowych moŜliwości regulacji mocy o podobnych czasach dostępu do
mocy jakie mają tradycyjne układy regulacji.
Spełnienie postulowanego w tym artykule warunku dopuszczenia na rynek operacyjnych
rezerw mocy innych podmiotów świadczących usługi (poza wytwórcami) powinno być
przeprowadzone w taki sposób by nie pogorszyć bezpieczeństwa energetycznego systemu w
perspektywie operatorskiej. Rezerwy regulacyjne świadczone przez odbiorców charakteryzują
się gorszymi parametrami dostępu niŜ w przypadku bloków wytwórczych pracujących w
układach automatycznej regulacji mocy. Istotną cechą odbiorców jako usługodawcy jest
najczęściej brak syme-tryczności zakresu regulacji mocy (głównie wykorzystuje się
moŜliwości redukcji zapotrzebowania odbiorców w przypadkach deficytów mocy w
systemie). Dostęp do mocy regulacyjnej jest teŜ trudniejszy, konsekwencje wykorzystania
rezerwy u odbiorców przekładają się na dłuŜszy okres czasowy. Z rezerw regulacyjnych u
odbiorców operator będzie więc prawdopodobnie korzystał jedynie w przypadkach głębszych
i dłuŜej trwających deficytów mocy w systemie (np. spowodowanych awariami). Brak pełnej
kompatybilności usługi świadczonej przez wytwórców i innych usługodawców powoduje, Ŝe
naleŜy ograniczyć ewentualny udział odbiorców (i operatorów systemów rozdzielczych) do
dopuszczalnego technicznie poziomu - np. 25% wymaganej w danym okresie doby rezerwy
(taka wartość stosowana jest w niektórych systemach amerykańskich). Określenie
dopuszczalnego poziomu świadczenia usług rezerw mocy przez odbiorców powinno wynikać
z analiz techniczno-ekonomicznych dla lokalnych uwarunkowań systemowych.
6. POZYSKANIE REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH W KSE
Ze względu na istotną rolę regulacyjnych usług systemowych dla bezpieczeństwa pracy
systemu, proces ich kontraktowania jest dość skomplikowany i podzielony na kilka faz.
Problemy bezpieczeństwa pracy systemu naleŜy uwzględniać w perspektywie długo-i
krótkookresowej.
Etap pierwszy, w którym bezpieczeństwo długookresowe uzyskuje się poprzez kontraktację
gotowości do świadczenia usługi. Dla uzyskania wymaganych dla poprawnego działania
układów regulacji rezerw mocy czynnej operator ogłasza okresowe przetargi dotyczące
gotowości świadczenia usługi. W krajowej praktyce przetargi odbywają się raz w roku. Oferty
usługodawców zawierają proponowane stawki za gotowość świadczenia usługi oraz stawki za
jej wykorzystanie. Skutkiem rozstrzygnięcia przetargu jest wybór tych dostawców wybranej
usługi, którzy są gotowi ją świadczyć po najniŜszych stawkach. Wybrani usługodawcy po
wygraniu przetargu otrzymują płatność według stawki za gotowość świadczenia usługi.
Aktualnie w praktyce krajowej coroczne negocjacje z wytwórcami dotyczą rezerwy
sekundowej i minutowej. Rezerwa godzinowa nie podlega kontraktowaniu (pozyskanie
gotowości do jej świadczenia jest nieodpłatne).
Drugi etap (zapewniający bezpieczeństwo krótkookresowe) realizowany jest w ramach
procedur funkcjonowania Rynku Bilansującego - w uwarunkowaniach krajowych przy
tworzeniu planów koordynacyjnych dobowych (PKD). Dla przewidywanych wielkości
zapotrzebowania określa się wymagane poziomy zapotrzebowania na rezerwy regulacyjne.
Na podstawie ofert cenowych świadczenia usługi (z opisywanego wcześniej przetargu
okresowego), uwzględniając systemową dyslokację mocy regulacyjnych dokonuje się
rozdziału wymaganych rezerw na usługodawców. Efektem tego etapu jest wybór dostawców
usług regulacyjnych w dobie (podokresach doby). Wybrani dostawcy otrzymują płatność za
wykorzystanie usługi (według stawek z przetargu okresowego). Mimo, ze etap ten jest
realizowany w ramach procedur RB to planowanie wykorzystania rezerw jest realizowane
oddzielnie od planowaniu zakupu energii bilansującej. Jest to istotna wada obecnie
stosowanych procedur. Jednostki wytwórcze oferują najczęściej jednocześnie operacyjne
rezerwy mocy jak i energię bilansującą. Osobny zakup tych towarów (usług) prowadzi do
nieoptymalnych decyzji na etapie planowania ich wykorzystania. W skali systemu powoduje
to zwiększone koszty funkcjonowania (w zakresie bilansowania zapotrzebowania).
W [11] przedstawiono próbę oszacowania tych kosztów.
Trzeci etap wykorzystania usługi realizowany jest przez układy automatycznej regulacji (lub
na polecenie operatora w przypadku rezerwy odtworzeniowej) i jego efektem jest nadąŜanie
produkcji za zmiennym zapotrzebowaniem. Efektem tego etapu jest obserwowane w
jednostkach uczestniczących w regulacji niezbilansowanie pomiędzy zadaną wielkością
produkcji energii a wielkością zrealizowaną. Niezbilansowanie będące skutkiem udziału w
regulacji jest rozliczane w ramach Rynku Bilansującego według aktualnych w danej dobie
stawek wytwórcy (złoŜonych w ramach procedury ofertowej na Rynku Bilansującym).
W KSE przy tworzeniu PKD przyjmuje się następujące wielkości rezerw operacyjnych:
- dla rezerwy sekundowej - od 200 do 300 MW w kaŜdej godzinie doby,
- dla rezerwy minutowej - od 700 do 1000 MW w kaŜdej godzinie doby,
- dla rezerwy godzinowej - od 4% do 5% zapotrzebowania w KSE w danej godzinie doby,
- dla rezerwy odtworzeniowej - w ilości stanowiącej dopełnienie rezerw mocy do 14%
sumarycznego zapotrzebowania w KSE.
Dla rezerw wirujących (sekundowej, minutowej i godzinowej) przyjęte wielkości mocy
rozumie się jako dostępne w przypadku konieczności zwiększenia generacji jak i jej
zmniejszenia (+/-). Przy planowaniu rezerw zakłada się symetryczność przedziału regulacji.
Wartości mocy przyjęto jako kryteria techniczne do spełnienia nie podlegające bieŜącej
optymalizacji techniczno-ekonomicznej. Wartości zapisano w instrukcji IRiESP (i
regulaminie pozyskania usług systemowych).
Zasadnicze wady obecnego systemu wynikają z kilku przyczyn:
- znacznego ograniczenia mechanizmów konkurencji, poprzez ograniczenie liczby
uczestników rynku,
- ustalanie stawek za gotowość i za wykorzystanie usług na podstawie przetargów rocznych,
co znaczne utrudnia funkcjonowanie mechanizmów rynkowych, przy planowaniu
wykorzystania usług w planach koordynacyjnych dobowych,
- tworzenia katalogu usług w oparciu o tradycyjne algorytmy funkcjonowania układów
regulacji mocy w systemie ARCM, które wymagają modyfikacji w warunkach rynkowych,
- traktowanie konieczności dyslokacji rezerw mocy w systemie jedynie jako ograniczenia
technicznego, w oderwaniu od rozwiązań rynkowych,
- włączenie procedur planowania wykorzystania rezerw do mechanizmów Rynku
Bilansującego bez jednoczesnego ofertowania dotyczącego stawek za wykorzystanie usług,
- rozliczenia za energię produkowaną w ramach wykorzystania usługi rozliczne są według
ofert składanych na Rynku Bilansującym.
Z wymienionych wyŜej przyczyn, obecny mechanizm kontraktacji usług systemowych moŜna
ocenić jako proces negocjacji stawek (przy przetargach okresowych), a przy wykorzystaniu
rezerw: jako rozdział obciąŜeń przy prymacie uwarunkowań technicznych. Mechanizmy
konkurencji działają w niewielkim i ograniczonym stopniu. Określenie „rynek regulacyjnych
usług systemowych" naleŜy więc traktować jako sformułowanie trochę „na wyrost" - bardziej
charakteryzujące intencje jego twórców i stan docelowy, które chcemy osiągnąć niŜ stan
obecny.
7. PROPOZYCJE ZMIAN W ZASADACH FUNKCJONOWANIA RYNKU USŁUG
SYSTEMOWYCH
Zasadniczym celem Rynku Bilansującego jest uzyskanie moŜliwości bilansowania energii w
podstawowych okresach kontraktowych przyjętych na rynku energii. W krajowym systemie
elektroenergetycznym okresem kontraktowym jest godzina. Zadaniem usług systemowych
jest między innymi dostarczenie mechanizmów bilansowania w krótszych okresach czasu
(rezerwa sekundowa i minutowa). Naturalnym kierunkiem rozwoju rynków usług powinno
być ściślejsze powiązanie kontraktowania takich usług z mechanizmami i okresami
rozliczeniowymi na Rynku Bilansującego niŜ to jest obecnie.
Postuluje się, by dla zapewnienia długookresowego bezpieczeństwa systemu, kontraktacja
gotowości świadczenia usług regulacyjnych odbywała się w okresach rocznych lub dłuŜszych.
Podstawą do zawierania takich kontraktów byłaby stawka za gotowość świadczenia usługi.
Przy ograniczonej obecnie liczbie uczestników rynku uzasadnione jest prowadzenia
negocjacji cenowych dotyczących stawek za gotowość w oparciu o kalkulacje kosztowe
dostawców usług. Zasadniczym celem stawki za gotowość jest przeniesienie kosztów
wynikających z instalacji układów automatycznej regulacji, dostosowania bloków do
regulacji i utrzymywania tych układów w gotowości technicznej. W przypadku przyjęcia
dłuŜszych niŜ roczne okresów kontraktowania gotowości do świadczenia usługi, stawki
powinny być negocjowane w okresach nie dłuŜszych niŜ roczne. W ramach kontraktów
okresowych nie określałoby się stawki za wykorzystanie usługi.
W celu silniejszego powiązania mechanizmów kontraktowania usług regulacyjnych z
Rynkiem Bilansującym, proponuje się by przenieść proces określania stawki za
wykorzystanie do mechanizmów tego rynku (lub wydzielonego rynku działającego
równolegle z Rynkiem Bilansującym). Oferty dostawców usług dotyczące postulowanych
stawek za wykorzystanie usługi byłyby składane razem (lub z niewielkim przesunięciem
czasowym) z ofertami na Rynku Bilansującym. Zadaniem stawki za wykorzystanie usługi jest
zrekompensowanie wytwórcy kosztów wynikających z:
- unikniętych przychodów na rynku energii, związanych z ograniczeniem moŜliwości
produkcyjnych bloków uczestniczących w regulacji,
- ewentualnym pogorszeniem sprawności bloków w wyniku konieczności dostosowania
punktu pracy podstawowej bloku do potrzeb regulacyjnych.
Szczególnie pierwsza z wymienionych grup kosztów jest związana z aktualną sytuacją
rynkową i ona jest podstawową przesłanką do bieŜącego ofertowania stawek za
wykorzystanie usługi regulacyjnej. Obecnie Rynek Bilansujący działa jako rynek dnia
następnego, gdzie oferty są składane z prawie dobowym wyprzedzeniem w stosunku do doby
rozliczeniowej. Postuluje się by podobne wyprzedzenie zastosować do ofert za wykorzystanie
usług regulacyjnych. Stawki za wykorzystanie usług dotyczyłyby kolejnych godzin doby
(przyjętego okresu czasu ofertowania na Rynku Bilansującym).
Zasadnicze płatności dla dostawcy usługi systemowej naliczane byłyby w oparciu o dwa
rodzaje stawek:
- stawek za gotowość ustalanych na podstawie rocznych przetargów,
- stawek za wykorzystanie usługi określanych z wyprzedzeniem dobowym.
Płatności za gotowość dotyczyłaby okresu, na który usługa została zakontraktowana w
przetargu rocznym, a płatność za wykorzystanie ustalana byłaby w cyklu dobowym. Płatności
za wykorzystanie mogłyby być określane dwoma róŜnymi sposobami:
- na podstawie ceny krańcowej z ofert wykorzystanych przez operatora rynku w danym
okresie rozliczeniowym lub
- na podstawie ceny ofertowej dostawcy w okresie rozliczeniowym.
KaŜdy z tych sposobów ma wady i zalety, opisywane dość szeroko w literaturze przedmiotu.
Wydaje się, Ŝe najlepszym rozwiązaniem jest przyjęcie zasady zsynchronizowanej
kaŜdorazowo z aktualnymi rozwiązaniami na Rynku Bilansującym. Obecnie tym systemem
jest płatność według ceny ofertowej.
Wprowadzenie ofertowania stawek za wykorzystanie usług systemowych prowadziłoby do
uruchomienia mechanizmów konkurencji w zakresie dostawy usługi. Ułatwiłoby teŜ
konkurencyjne zachowania podmiotów w ramach innych rynków, głównie rynku energii
elektrycznej.
Procesy bilansowania (regulacji) mocy w systemie elektroenergetycznym dotyczą wartości
chwilowych, podczas gdy procesy rynkowe realizowane są z wyprzedzeniem dobowym.
Sytuacja systemu moŜe ulec istotnej zmianie po zakończeniu procesów kontraktowania. Z tej
przyczyny postuluje się wprowadzenie dodatkowych krótszych okresów kontraktowania i
korygowania planów dobowych. Wprowadzanie krótszych okresów bilansowania jest często
trudne organizacyjnie lecz w miarę wzrostu znaczenia rozwiązań rynkowych nieuniknione.
Etapy wprowadzania krótszych niŜ doba okresów ofertowania i kontraktowania powinny być
wprowadzane w tym samym czasie na Rynku Bilansującym i rynku usług systemowym.
Mogą polegać na podziale doby na kilkugodzinne okresy kontraktowe dopuszczające korektę
ofert w stosunku do działającego na ogólnych zasadach rynku dobowego.
Integracja (lub daleko idąca synchronizacja procesów ofertowania) rynków operacyjnych
rezerw systemowych i energii bilansującej pozwali na jednoczesne planowanie utrzymywania
rezerw mocy i energii bilansującej. Zalety jednoczesnej optymalizacji zakupów wielu
produktów są przedstawiane w literaturze światowej [1,16] i krajowej [11].
Dla efektywnej optymalizacji planowania operacyjnych rezerw mocy w systemie celowe jest
wprowadzenie, poza obecnie funkcjonującym rynkiem dnia następnego, takŜe rynków czasu
„rzeczywistego" działających z mniejszym wyprzedzeniem czasowym (kilka godzin).
Podstawowym elementarnym przedziałem czasu, w którym obecnie prowadzone są
rozliczenia w rozwiązaniach krajowych jest godzina. Działanie regulacji sekundowej,
minutowej jest w takich rozliczeniach często uśredniane i nie uwzględnia rzeczywistego
udziału bloków w regulacji. W rozliczeniach za energię bilansującą, wynikającą z
wykorzystania regulacji sekundowej i minutowej naleŜy dąŜyć do wprowadzenia częstszych
niŜ godzinowe identyfikacji stanów systemu (np. w okresach kilku minutowych). Wydaje się,
Ŝe najbardziej uzasadnione byłoby wprowadzenia rozliczeń wg zasady „ex post", na
podstawie chwilowych identyfikacji stanów systemu.
Dla uproszczenia procesu rozliczeń ceny chwilowe mogą być integrowane w dłuŜszych
okresach czasu np. godzinach.
8. ROLA REZERW MOCY NA SYSTEMOWYM I NA LOKALNYCH RYNKACH
ENERGII
Problemy decentralizacji rynku usług regulacyjnych
Regulacja mocy w ramach układu ARCM odbywa się obecnie w oparciu o jeden
zagregowany systemowy sygnał uchybu (ACE - uzaleŜniony od częstotliwości i poziomu
mocy wymiany z połączonymi systemami). W procesie regulacji nie uwzględnia się
lokalizacji mocy regulacyjnych. Przy planowaniu rezerw mocy, w układach regulacji
uwzględnia się ich lokalizację systemową starając się uzyskać odpowiednie poziomy rezerw
w newralgicznych obszarach systemu. Taki system regulacji sprawdzał się w warunkach
współpracy scentralizowanych systemów energetycznych. W warunkach rynkowych ten
sposób regulacji wprowadza dodatkowe ograniczenia:
- pojawiają się ograniczenia moŜliwości przesyłowych niektórych połączeń systemowych, co
bywa szczególnie uciąŜliwe w przypadku połączeń między systemowych,
- system regulacji nie jest dostosowany do postulowanej (i wdraŜanej) decentralizacji
procesów rynkowych.
Rozwój rynków, a w szczególności ewentualne wprowadzenie bilansowania obszarowego, nie
będzie praktycznie moŜliwe bez zmiany podejścia do regulacji mocy w systemie. Część
funkcji związanych z realizacją zadań regulacji rozpływami mocy powinna być stopniowo
rozpraszana np. poprzez zastąpienie zagregowanego sygnału uchybu, sygnałami regulacji
indywidualnie przekazywanych do poszczególnych elektrowni. Zindywidualizowane sygnały
ARCM mogłyby uwzględniać poza uchybem systemowym takŜe sygnały uchybu generowane
przez lokalne regulatory w wyodrębnionych obszarach bilansowych systemu. Postulowane
zindywidualizowanie sygnałów uchybu kierowanych do wytwórców umoŜliwiałoby takŜe
większe uzaleŜnienie wykorzystania usług od indywidualnych ofert cenowych dostawców.
Przy takim modelu handlu energią konieczne jest opracowanie nowych algorytmów
sterowania mocą systemu. Szczególnie jest to istotne w odniesieniu do układu regulacji
wtórnej ARCM. Dotychczasową strukturę z jednym regulatorem centralnym trzeba będzie
zastąpić strukturą hierarchiczną regulacji, w której pojawią się regulatory rynków lokalnych i
regulator centralny. Rola regulatorów lokalnych będzie polegała na rozdziale obciąŜeń w
ramach rynku lokalnego i na utrzymywaniu salda wymiany z rynkiem systemowym na
zadanym poziomie. Regulator systemowy (centralny) będzie regulatorem nadrzędnym,
którego podstawowym zadaniem będzie utrzymywanie salda wymiany międzysystemowej na
zadanym poziomie.
Równolegle ze zmianami sposobu regulacji mocą w systemie mogą następować zmiany w
organizacji Rynku Bilansującego i rynków usług systemowych. Wprowadzenie wydzielonych
obszarów bilansowania wygeneruje zapotrzebowanie na dostawę usług regulacyjnych w
ramach obszarów. Poza rynkiem systemowym będą mogły funkcjonować lokalne Rynki
Bilansujące i działające na tych samych obszarach lokalne rynki usług systemowych.
Dostawcy usług będą mogli lokować swoją ofertę na rynku systemowym lub lokalnym.
Decentralizacja procesów bilansowania moŜe wygenerować dodatkowe impulsy do rozwoju
generacji rozproszonej i lepszego wykorzystania zdolności regulacyjnych małych źródeł
energii (np. małych elektrowni wodnych).
Rola rezerw mocy na rynkach energii
W projektach zmian w sposobach operacyjnego sterowania pracą systemu, związanych z
wydzieleniem rynków lokalnych, wzrośnie zakres kompetencji i odpowiedzialności
operatorów rynków lokalnych, którzy na swoim terenie przejmą częściowo obecne
kompetencje OSP. Operator systemu lokalnego powinien kontrolować bilans mocy w swoim
obszarze, dąŜąc do utrzymywania mocy wymiany pomiędzy sterowanym przez siebie
rynkiem lokalnych a rynkiem systemowym na zadanym poziomie wynikającym z kontraktów
na zakup mocy i energii pomiędzy rynkiem lokalnym a systemowym.
Przy zdecentralizowanej strukturze regulacji wtórnej konieczne będzie wydzielenie mocy
regulowanej przez rynki lokalne i mocy w elektrowniach sterowanej bezpośrednio przez
regulator centralny. Pojawi się zatem zapotrzebowanie na operacyjne rezerwy mocy, które
powinny być zapewnione dla poprawnej pracy rynku lokalnego (i ta moc będzie
prawdopodobnie kontraktowana w ramach rynku lokalnego). Oprócz tego wymagany będzie
zapas regulacyjnych rezerw mocy kontraktowanych na potrzeby operatora rynku
systemowego.
PoniewaŜ w rynkach lokalnych będą uczestniczyć głównie mniejsze źródła (w
elektrociepłowniach i starszych elektrowniach a takŜe generacja rozproszona)
prawdopodobnie (przynajmniej w pierwszym okresie funkcjonowania rynków lokalnych)
moŜe pojawić się problem niemoŜności zakontraktowania na tym rynku wystarczającej mocy
dostępnej w rezerwach operacyjnych. W takim przypadku operatorzy rynków lokalnych będą
prawdopodobnie zainteresowani „dokupywaniem" brakującej mocy regulacyjnej w ramach
rynku systemowego. W przypadku braku mocy regulacyjnej na pokrycie niezrównowaŜenia
mocy na rynku lokalnym będzie następował import mocy z rynku systemowego, czyli będą
wykorzystywane rezerwy na rynku systemowym -podobne rozwiązania przyjmuje się w
przypadku kontraktów między systemowy eh na rezerwy mocy.
Zadaniem operatora rynku systemowego będzie więc kontraktowanie mocy regulacyjnej w
ilości koniecznej na:
- pokrycie potrzeb regulatora centralnego i
- zgromadzenie dodatkowej mocy regulacyjnej, która pozwoli zaspokoić zapotrzebowanie
rynków lokalnych na uzupełnienie potrzeb, które nie zostaną zrealizowane w systemach
lokalnych.
Szczególnie trudna rola przypadnie więc OSP, który będzie musiał określać nie tylko
potrzeby rynku systemowego, ale takŜe przewidywać sytuację na rynkach lokalnych i
zapewniać bezpieczną ich pracę.
MoŜe to prowadzić do sytuacji, w której wartość rezerw operacyjnych będzie wyŜsza na
rynku systemowym niŜ na rynkach lokalnych. Dostawcy usług systemowych będą starali się
sprzedać usługę w pierwszej kolejności na rynku systemowym. MoŜe to prowadzić do
„ucieczki" mocy regulacyjnej z rynków lokalnych na systemowy i dalsze pogłębianie
deficytów mocy regulacyjnej dostępnych na rynkach lokalnych. Zjawisko to moŜna
ograniczyć poprzez wprowadzenie barier natury technicznej (np. wyŜsze wymagania
dotyczące parametrów mocy regulacyjnej na rynku systemowym) lub prawnej (np.
wymuszając na dostawcach energii na rynek lokalny handel usługami systemowymi jedynie
na rynku lokalnym). MoŜliwym rozwiązaniem problemu byłoby kontraktowanie usług
systemowych przez jeden, wydzielony podmiot rynkowy („dostawcę usług systemowych"),
który by odsprzedawał tę moc na rynkach lokalnych i systemowym w zaleŜności od potrzeb
dokonując odpowiedniej dyslokacji zapasów mocy regulacyjnej.
Tworzenie rynków usług systemowych
Rynki usług systemowych powinny być tworzone na szczeblach operatorskich systemu.
W ramach tworzonych rynków usług systemowych, w chwili obecnej moŜna wymienić
potencjalne podmioty tych rynków wymienione niŜej.
1. Rynek systemowy (związany z siecią przesyłową najwyŜszych napięć, naleŜącą do PSE):
- Usługobiorca: operator systemu przesyłowego;
- Usługodawcy: elektrownie systemowe, operatorzy systemów lokalnych, odbiorcy
podłączeni do sieci 400 kV lub 220 kV, operatorzy połączonych systemów;
2. Rynki lokalne (związane z siecią 110 kV i sieciami średnich napięć naleŜącymi do spółek
dystrybucyjnych):
- Usługobiorca: operator systemu dystrybucyjnego,
- Usługodawcy: operatorzy innych systemów lokalnych, elektrownie lokalne, odbiorcy,
operator systemu przesyłowego.
We wszystkich wymienionych sposobach kształtowania odpłatności za świadczone usługi
szczególna rola przypada operatorom. W kaŜdym przypadku operator jest wyłącznym (lub
uprzywilejowanym) usługobiorcą w ramach sterowanego przez siebie rynku (systemowego
lub lokalnego). Usługobiorca jest zobowiązany do minimalizacji kosztów zakupu usługi.
Jednocześnie na rynku usług działa wielu potencjalnych usługodawców. Narzuca to określony
kształt rynku, w którym usługobiorca wykorzystując swoją uprzywilejowaną pozycję na
rynku dąŜy do minimalizacji cen zakupu, starając się ograniczyć zachowania
monopolistyczne lub mające charakter zmowy wśród usługodawców. W interesie operatora
systemu jest zatem „rozdrobnienie" zakupu usług (w celu zapewnienia konkurencji pomiędzy
usługodawcami i podwyŜszenia niezawodności dostawy usługi).
9. PODSUMOWANIE
W warunkach krajowych rynek regulacyjnych usług systemowych jest mało konkurencyjny.
Postuluje się następujące zmiany mogące poprawić warunki konkurencji rynkowej.
1. Wprowadzenie zasady składania bieŜących ofert cenowych na dostawę usług regulacyjnych
w cyklach dobowych w uzupełnieniu okresowych przetargów na gotowość świadczenia
usługi.
2. Koordynacja zasad zakupu usług z regułami funkcjonowania Rynku Bilansującego.
3.Zwiększenie liczby uczestników rynków usług systemowych poprzez uwzględnienie
alternatywnych dla tradycyjnych układów regulacji moŜliwości innych podmiotów rynku
(elektrowni rozproszonych, odbiorców, operatorów systemów dystrybucyjnych).
4. Prowadzenie stopniowej decentralizacji procesów sterowania mocą w systemie z
jednoczesną decentralizacją procesów rynkowych. Efektem decentralizacji
będzie
wydzielenie obszarowych rynków usług regulacyjnych, powoływanych
przez
operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych,
LITERATURA
[1] Arroyo J.M., Galina F.D.: Energy and Reserve Pricing in Security and
Network-Constrained Electricity Markets. IEEE Trans, on Power Systems, vol. 20, no. 2, May
2005.
[2] Bucko P.: Problems of Ancillary Services of Pumped Storage Plants in the Polish Energy
Market. Conference „Hydro 2000 - Making hydro more competitive." Bern, Switzerland 2-4
October 2000.
[3] Bucko P.: Rola rynku bilansującego w kształtowaniu konkurencyjnych rynków energii w
Polsce. Energetyka Nr 7/2003.
[4] Bucko P.: Rozliczenia za usługi systemowe na rynkach energii elektrycznej. Zeszyty
Naukowe Politechniki Gdańskiej nr 583 seria Elektryka nr 86, Gdańsk 2000.
[5] Bucko P.: Usługi systemowe w zakresie regulacji mocy czynnej. W: Problemy systemów
elektroenergetycznych. Pod. red. K. Wilkosza. Wrocław: Oficyna Wydawnicza Politechniki
Wrocławskiej, 2002.
[6] Bujko J., Halawa T.: Jak zmniejszyć koszty uczestnictwa bloków energetycznych w
automatycznej regulacji mocy i częstotliwości (ARCM)? Energetyka Nr 12/2005.
[7] Kalinowski T., Malko J., Wilczyński A.: Usługi - nowy towar na rynkach energii
elektrycznej. „Energetyka" Nr 9, 1999.
[8] Kaproń H.: Teoria konkurencji producentów energii elektrycznej. Rynek Energii 2007, nr
6.
[9] Kasprzyk S.: Rynek regulacyjnych usług systemowych. Konferencja „Rynek Energii
Elektrycznej", Kazimierz Dolny, 27-28 kwietnia 2000.
[10] Kirlch L.D., Rajaraman R., Clark C.: Costing and Pricing Electric Power Reserves.
Laurits R. Christensen Associates, Inc & EPRI (USA), December 1997.
[11]
Korab R.: Łączna optymalizacja energii bilansującej i operacyjnych rezerw mocy na
konkurencyjnym rynku energii elektrycznej. Przegląd Elektrotechniczny nr 9/2006.
[12] Lewandowski S., Kiełbasa W., Kibler W.: Usługi systemowe na rynkach energii.
Konferencja „Rynek Energii Elektrycznej", Kazimierz Dolny, 24-25 kwietnia 1997.
[13]
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie
szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Dz. U. Nr 93 z
2007 r., poz. 623.
[14]
Toczyłowski
E.:
Bezpieczeństwo
Energetyka Cieplna i Zawodowa. Nr 5/2006.
energetyczne
za
wysoką
cenę?
[15] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 89 z 2006 r., poz.
625, z późniejszymi zmianami).
[16] Wu T., Rothleder M., Alaywan Z., Papalexopoulos A.D.: Pricing Energy and Ancillary
Services in Integrated Market Systems by an Optimal Power Flow. IEEE Trans, on Power
Systems, vol. 19, no. 1, February 2004. [17] Xing Wang, Yong-Hua Song, Qiang Lu: A
Coordinated Real-Time Optimal Dispatch Method for Unbundled Electricity Markets. IEEE
Transactions of Power System, Vol. 17, No. 2, 2002.
COMPETITION BETWEEN ANCILLARY SERVICES PROVIDERS
Key words: energy markets, services market, power balancing
Summary. In this paper, the critical analysis of the current ancillary services market in the
field of power balancing were discussed. The drawbacks of current mechanism were pointed.
Problems of ancillary services markets development were discussed. Futurę structure of the
market has been proposed for better operation in energy market environment (especially
under circumstances of Balancing Market). Competition of ancillary services providers should
increase. The problem of the ancillary services market decentralization were discussed.
Paweł Bućko, dr inŜ., Katedra Elektroenergetyki, Politechnika Gdańska, ul. Narutowicza
11/12, 80-952 Gdańsk. Działalność naukowa autora związana jest z ekonomiką energetyki ze
szczególnym uwzględnieniem problematyki programowania rozwoju systemów
energetycznych w uwarunkowaniach rynkowych. Jest audytorem energetycznym i zajmuje się
problematyką racjonalnego uŜytkowania energii, e-mail: [email protected]