Elektrownie wiatrowe w systemie bilansowania energii

W celu zapewnienia stałych dostaw energii elektrycznej w odpowiedniej ilości prowadzi się bilansowanie systemu oraz zarządza ograniczeniami systemowymi. Podstawowym problemem bilansowania energii ze źródeł konwencjonalnych jest konieczność zabezpieczenia ciągłości produkcji na wypadek awarii, a także planowanie prac remontowych i konserwacyjnych. Bilansowanie konwencjonalnych źródeł energii jest o tyle proste, że można snuć prognozy długoterminowe, z dużym wyprzedzeniem.

Odnawialne źródła energii dostarczają dodatkowych problemów związanych z ich dużą nieprzewidywalnością oraz trudnościami w prognozowaniu warunków meteorologicznych. W przypadku turbin wiatrowych, których wydajność zależna jest od prędkości wiatru w trzeciej potędze, jest to problem bardzo istotny. W państwach wykorzystujących elektrownie wiatrowe do produkcji prądu, największym problemem jest utrzymanie żelaznej rezerwy, koniecznej do zapewnienia dostaw energii na wymaganym poziomie, w razie gwałtownej zmiany prognozowanych warunków meteorologicznych. Wymagana rezerwa, to ok. 95% mocy zainstalowanych turbin wiatrowych. Utrzymanie gotowości rezerw jest związane z dużymi kosztami, co niestety w sposób bezpośredni przekłada się na koszt wytwarzanej energii elektrycznej.

 

Rynek energii elektrycznej w Polsce

Rynek energii elektrycznej w Polsce to rynek, na którym przedmiotem handlu jest energia elektryczna. W Polsce podmioty działające na tym rynku działają w oparciu o przepisy ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne [1]. Instytucją regulującą pewne aspekty funkcjonowania na rynku jest w Polsce Urząd Regulacji Energetyki (URE). Najprościej rynek energii można podzielić jak na rynek detaliczny i rynek bilansujący. Działalność na rynku energii dzielimy zaś na handlową i operatorską (Rysunek 1) Krajowy System Elektroenergetyczny to zbiór urządzeń przeznaczonych do wytwarzania, przesyłu, rozdziału, magazynowania i użytkowania energii elektrycznej, połączonych ze sobą funkcjonalnie w system umożliwiający realizację dostaw energii elektrycznej na terenie całego kraju w sposób nieprzerwany i ciągły.

[1] Ustawa z dnia  10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 1997 r. Nr 54, poz. 348).

Rysunek 1. Rynek energii elektrycznej w Polsce[1].

 

System dzielimy na podsystemy:

• wytwórczy (elektrownie),
• sieć przesyłowa –linie i stacje elektroenergetyczne o napięciu 750 kV, 400 kV i 220 kV. Sieć przesyłowa jest siecią ogólnopolską i jest zarządzana przez operatora systemu przesyłowego (OSP) – Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA (PSE).
• sieć dystrybucyjna (rozdzielcza) – linie i stacje elektroenergetyczne  o napięciu 110 kV (sieć wysokiego napięcia), średniego napięcia i niskiego napięcia. Sieci dystrybucyjne są sieciami regionalnymi i są zarządzane przez regionalnych operatorów (np. ENEA, ENERGA, TAURON, ). Sieć 110 kV jest częścią sieci dystrybucyjnej, jednak ze względu na sposób pracy w znacznej części (sieć oczkowa, zamknięta) identyczny jak w sieci przesyłowej, jej praca w większości jest koordynowana przez OSP.

W KSE obowiązuje następujący podział służb dyspozytorskich:

• Krajowa Dyspozycja Mocy(KDM) – służba dyspozytorska OSP nadzorująca pracę sieci przesyłowej tj. 750, 400 i 220 kV, także wybranymi liniami 110kV o znaczeniu systemowym, dysponuje mocą JWCD (Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych) oraz w ograniczonym zakresie JWCK (Jednostek Wytwórczych Centralnie Koordynowanych). KDM zarządza również międzynarodową wymianą energii elektrycznej oraz ograniczeniami systemowymi.
• Obszarowa Dyspozycja Mocy(ODM) – służba dyspozytorska OSP nadzorująca pracę sieci przesyłowej oraz koordynowanej 110 kV na swoim obszarze, kieruje operacjami łączeniowymi w sieci przesyłowej. ODM dysponuje również mocą JWCD i JWCK w ograniczonym zakresie.
• Zakładowa Dyspozycja Ruchu/Mocy(ZDR/ZDM) – służba dyspozytorska OSD kierująca pracą sieci lokalnej rozumianej, jako obszar sieci danego zakładu – głównie sieć 110 kV znajdującą się na terenie działania danego Zakładu Energetycznego oraz nad transformatorami w Głównych Punktach Zasilania (Stacjach 110kV/SN) zakładu energetycznego.
• Rejonowa Dyspozycja Ruchu(RDR) – służba dyspozytorska OSD kierująca pracą wydzielonych fragmentów sieci lokalnej 110 kV (w porozumieniu z ZDR/ZDM), liniami napowietrznymi i kablowymi SN i nn na terenie danego rejonu należącego do zakładu energetycznego.
• Dyżurny Inżynier Ruchu Elektrowni(DIRE) – służba dyspozytorska wytwórcy kierująca pracą jednostek wytwórczych danej elektrowni.
• Dyżurny Inżynier Ruchu(DIR) – służba dyspozytorska odbiorcy końcowego przyłączonego do sieci przesyłowej.

System elektroenergetyczny jest odpowiedzialny za wytwarzanie energii elektrycznej, przesyłanie jej i przetwarzanie, procesy te odbywają się praktycznie równocześnie, Do największych jego wad zaliczyć można brak możliwości magazynowania energii elektrycznej oraz sytuacje, gdy odbiorcy energii pozbawieni są do niej dostępu – powoduje duże straty. Dlatego też tak ważna jest wysoka niezawodność jego pracy. Jest to szczególnie trudne przy założeniu, iż system jest rozległy terytorialnie, obejmuje cały kraj i jest powiązany z innymi krajowymi systemami elektroenergetycznymi (rysunek 2[2]).

[1] Mielczarski W., Rynki energii elektrycznej. Wybrane aspekty techniczne i ekonomiczne, Wyd. Agencja Rynku Energii S.A. i Energoprojekt-Consulting S.A., Warszawa 2000.

[2] Zerka M., Pogląd na funkcjonowanie i rozwój operatora systemu przesyłowego w Polsce, „Biuletyn PTPiREE”, nr 11/1999.

Rysunek 2. Powiązania Polskiego rynku energii z rynkami państw sąsiednich.

Głównymi elementami systemu elektroenergetycznego są ciepłownie, elektrownie i sieci elektroenergetyczne. Podziału elektrowni możemy dokonać wg. wielu kryteriów najczęściej stosowane kryteria klasyfikacyjne to:

• rodzaj wykorzystywanej energii pierwotnej,
• przynależność administracyjna,
• czas pracy w ciągu roku (zależny od wartości jednostkowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej).

Dzieląc elektrowni ze względu na rodzaj wykorzystywanej energii pierwotnej klasyfikujemy:

• elektrownie cieplne,
• elektrownie wodne,
• elektrownie niekonwencjonalne.

Elektrownie cieplne są to zakłady produkujące energię elektryczną na skalę przemysłową i wykorzystujący do tego celu energię paliw organicznych (konwencjonalnych) lub jądrowych. W zależności od rodzaju silnika cieplnego elektrownie cieplne dzielą się na:

• elektrownie parowe klasyczne (konwencjonalne), w których czynnikiem roboczym jest wytworzona w kotle para wodna, wykonująca pracę w turbinie parowej,
• elektrownie parowe jądrowe, w których energii cieplnej dostarcza czynnikowi roboczemu paliw jądrowych w reaktorze,
• elektrownie gazowe, w których czynnikiem roboczym jest gaz będący produktem spalania paliwa i wykonujący pracę w turbinie gazowej.

W zależności od rodzaju oddawanej energii elektrownie cieplne dzielą się na:

• elektrownie kondensacyjne, wytwarzające tylko energię elektryczną w turbozespołach kondensacyjnych,
• elektrociepłownie, wytwarzające energię elektryczną i cieplną, oddawaną na zewnątrz w postaci pary lub gorącej wody w ilości co najmniej 10% produkowanej energii.

Elektrownie wodne zamieniają energię potencjalną wody (energię spadku wód) na energię mechaniczną w turbinie wodnej, a następnie na energię elektryczną w prądnicy napędzanej przez turbinę wodną.

• elektrownie przepływowe – wykorzystują naturalny, ciągły przepływ cieku wodnego (nie mają zbiornika do magazynowania wody); np.: El. Włocławek, Dębe,
• elektrownie zbiornikowe – wyposażone w zbiorniki wody dla lepszego wykorzystania cieku wodnego; Rożnów, Tresna, Porąbka, Czchów. Otmuchów,
• elektrownie pompowe (szczytowo-pompowe) – w okresach małego obciążenia systemu elektroenergetycznego woda jest przepompowywana ze zbiornika dolnego do górnego; Porąbka-Żar, Żarnowiec,
• elektrownie zbiornikowe z członem pompowym – zbiorniki górne są częściowo napełniane przez dopływy naturalne, a częściowo (w okresach małych obciążeń) uzupełniane wodą tłoczoną przez pompy ze zbiorników dolnych Solina, Niedzica.

Z kolei, elektrownie niekonwencjonalne to:

• elektrownie słoneczne,
• elektrownie wiatrowe,
• elektrownie morskie.

Dzieląc elektrowni ze względu na czas pracy w ciągu roku otrzymujemy podział elektrowni na:

• elektrownie podstawowe – pracują z prawie niezmiennym obciążeniem przez większość dni w roku (elektrownie parowe o małym jednostkowym koszcie paliwa i dużej sprawności, elektrownie jądrowe i elektrociepłownie);
• elektrownie podszczytowe – zmniejszają znacznie swoje obciążenie w dolinach obciążenia systemu (starsze elektrownie parowe, elektrownie wodne ze zbiornikiem o niedużym czasie napełniania);
• elektrownie szczytowe – uruchamiane tylko w okresach szczytowego obciążenia każdej doby (elektrownie gazowe i gazowo-parowe, specjalne elektrownie parowe o szybkim rozruchu, stare elektrownie parowe o dużym koszcie paliwa).

 

Rynek bilansujący

Rynek bilansujący szeroko został opisany w wielu publikacjach[1]. Na podstawie tych publikacji możemy stwierdzić, że wyjątkowość rynku energii elektrycznej wynika ze specyficznych cech towaru, jakim jest energia elektryczna. Jest ona może jedynym występującym powszechnie towarem, którego w chwili obecnej nie da się magazynować. Znany powszechnie sposób magazynowania energii elektrycznej przy pomocy akumulatorów pozwala na gromadzenie jedynie znikomej jej ilości. System elektroenergetyczny kraju połączony z systemami krajów sąsiednich stanowi jeden gigantyczny obwód elektryczny złożony z połączonych równolegle źródeł (elektrowni, elektrociepłowni) i odbiorników energii (przemysł, kolej, gospodarstwa domowe itd.)

[1] Dobroczyńska A., Juchniewicz L., B. Zaleski, Regulacja energetyki w Polsce, Wyd. Adam Marszałek, Warszawa-Toruń 2000.

Duda M., Perspektywy rozwoju elektroenergetyki w świecie i w Polsce, Seria Biblioteka Regulatora, URE, Warszawa 2001.

Mielczarski W., Rynki energii elektrycznej. Wybrane aspekty techniczne i ekonomiczne, Wyd. Agencja Rynku Energii S.A. i Energoprojekt-Consulting S.A., Warszawa 2000.

Mielczarski W., Warunki konieczne prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej – przegląd rozwiązań, referat zamówiony na VIII Konferencję Naukowo-Techniczną „Rynek Energii Elektrycznej: Liberalizacja – Szanse i Zagrożenia”, Kazimierz Dolny, 26-27 kwietnia 2001 r.

Poręba S., Koncepcja i problemy tworzenia konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce, w: A. T. Szablewski (red.), Konkurencja, regulacja, prywatyzacja sektora energetycznego, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 2000.

Rys. 3 Równowaga energii na rynku

Źródło: opracowanie własne

 

Podobnie jak w najprostszym obwodzie elektrycznym złożonym z baterii i małej żarówki, tak i w systemie elektroenergetycznym w każdej chwili pobór energii przez odbiorców musi być zrównoważony przez jej wytwarzanie. Energia wyprodukowana przez wytwórców wprowadzana jest do systemu elektroenergetycznego, z którego jest ona w tej samej chwili pobierana jest przez odbiorców. Z tej prostej przyczyny nie ma możliwości określenia wytwórcy, który wyprodukował energię pobraną przez konkretnego odbiorcę. Zapotrzebowanie na energię elektryczną przez odbiorców zmienia się w czasie (w ciągu doby, w poszczególnych dniach, tygodniach, miesiącach i sezonach) i zależy od szeregu mniej lub bardziej przewidywalnych czynników. Główny wpływ na ilość zużywanej w danej chwili energii mają czynniki pogodowe takie jak temperatura i zachmurzenie. Konsekwencją wspomnianej zmienności zapotrzebowania na energię są trudności w sporządzeniu precyzyjnej prognozy jej zużycia przez poszczególnych odbiorców. Z drugiej strony prognoza ta jest niezbędna dla ustalenia wielkości produkcji poszczególnych wytwórców energii. W praktyce umowy zakupu energii na rynku konkurencyjnym określają ilości energii, która zostanie pobrana w poszczególnych godzinach kolejnych dni, których dotyczy umowa. Ilości energii potrzebnej odbiorcom w każdej godzinie określane są na podstawie sporządzanych przez nich prognoz zapotrzebowania na energię. Można powiedzieć, że odbiorcy ci „zamawiają” w ten sposób z wyprzedzeniem potrzebną dla siebie ilość energii. Odbiorcy płacą za zakupioną (zamówioną) energię bez względu na to, jaką jej część faktycznie wykorzystają. Gdy sporządzona prognoza okaże się nietrafna, w chwili faktycznego poboru energii odbiorca końcowy znajdzie się w sytuacji jej braku (tzw. „niedokontraktowanie”) lub posiadania nadwyżki kupionej wcześniej energii (tzw. „przekontraktowanie”). Zarówno w jednym, jak i drugim przypadku odbiorca końcowy nie zostanie oczywiście pozbawiony dostawy energii, a z pomocą przyjdzie mu wspomniany już obowiązkowy udział w rynku bilansującym (rysunek 4). W pierwszym przypadku, brakująca ilość energii zostanie przez niego dokupiona na rynku bilansującym. Analogicznie w sytuacji przekontraktowania, nadwyżka kupionej energii musiała być odsprzedana na tymże samym rynku bilansującym. Za bilansowanie energii kupowanej przez odbiorców odpowiedzialne są przedsiębiorstwa zajmujące się jej handlem.

Rysunek 4. Rola Rynku Bilansującego przy niedokontraktowaniu i przekontraktowaniu

Źródło: opracowanie własne.

 

Opisana procedura zakupu energii obejmująca obowiązek prognozowania jej zużycia oraz udziału w rynku bilansującym dotyczy oczywiście odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi, kupujących energię na rynku konkurencyjnym. W przypadku gospodarstw domowych oraz odbiorców kupujących energię na rynku regulowanym, konsekwencje niedokładnej prognozy poboru energii ponosi sprzedawca lub dystrybutor energii, co ma oczywiście swoje odbicie w cenie energii. Klient końcowy płaci jedynie za pobraną energię oraz w przypadku odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi za przekroczenie określonego poziomu mocy elektrycznej. Podmiotem zarządzającym rynkiem bilansującym jest Operator Systemu Przesyłowego (OSP), którego rolę pełni firma PSE S.A. Szczegółowe funkcje OSP omówione zostaną w kolejnych rozdziałach. Rynek bilansujący jest, więc rynkiem, na którym Operator Systemu Przesyłowego dokonuje zakupów bądź sprzedaży energii (będąc stroną wszystkich transakcji) w celu zrównoważenia (zbilansowania) popytu i podaży energii na rynku. Funkcjonowanie rynku bilansującego możliwe jest jedynie dzięki zdolności niemalże natychmiastowego zwiększenia lub zmniejszenia produkcji energii elektrycznej przez jej wytwórców. Z tego powodu ceny energii na rynku bilansującym wyznaczane są na podstawie kontraktów zawieranych pomiędzy OSP, a wytwórcami energii. Ceny energii kupowanej i odsprzedawanej przez odbiorców na rynku bilansującym są odpowiednio wyższe i niższe od średnich cen rynkowych. W obydwu przypadkach są to, więc transakcje niekorzystne dla klienta końcowego. W celu minimalizacji wolumenu transakcji na rynku bilansującym, klienci kupujący energię na rynku konkurencyjnym starają się sporządzać możliwie najdokładniejsze prognozy jej zużycia. Obszarem Rynku Bilansującego jest część systemu elektroenergetycznego, w której jest prowadzony hurtowy obrót energią elektryczną oraz w ramach, której Operator Systemu Przesyłowego równoważy bieżące zapotrzebowanie na energię elektryczną z dostawami tej energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, oraz zarządza ograniczeniami systemowymi i prowadzi wynikające z tego rozliczenia z podmiotami uczestniczącymi w Rynku Bilansującym. Uczestnikiem Rynku Bilansującego jest podmiot, który ma zawartą umowę o świadczenie usług przesyłania z Operatorem Systemu Przesyłowego (OSP). Może to być podmiot, którego urządzenia i instalacje są fizycznie przyłączone do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, objętej obszarem Rynku Bilansującego (RB), ale także podmioty nieposiadające urządzeń i instalacji, a będące jedynie stroną transakcji sprzedaży lub kupna energii elektrycznej, których realizacja następuje w obszarze RB. Mogą to wiec być:

• wytwórcy energii elektrycznej (URB_W) – podmioty posiadające koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej
• odbiorcy energii elektrycznej (URB_O), w tym:
  • odbiorcy końcowi (URB_OK) – podmioty pobierające energię elektryczną na własny użytek,
  • odbiorcy sieciowi (URB_SD) – podmioty pełniące na danym obszarze funkcję sprzedawcy energii elektrycznej odbiorcom w gospodarstwach domowych, niekorzystającym z prawa wyboru sprzedawcy,
• Przedsiębiorstwa Obrotu (URB_PO) – podmioty posiadające koncesję na obrót energią elektryczną, będące stroną transakcji sprzedaży lub zakupu energii,
• Giełdy Energii (URB_GE) – podmioty prowadzące giełdę towarową, na której zawierane są transakcje sprzedaży i zakupu energii elektrycznej,
• Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych Elektroenergetycznych, których sieć dystrybucyjna posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową (URB_OSD) – Przedsiębiorstwa Bilansujące dokonujące zakupu energii elektrycznej w celu pokrycia strat w sieci przesyłowej podczas przesyłania energii elektrycznej tą siecią,
• Operator Systemu Przesyłowego Elektroenergetycznego (URB_BIL) – Przedsiębiorstwo Bilansujące dokonujące zakupu energii elektrycznej w celu pokrycia strat powstałych w sieci przesyłowej podczas przesyłania energii elektrycznej tą siecią,

Operator Rynku to podmiot świadczący usługi operatorski na rynku energii na podstawie umowy przesyłania zawartej z Operatorem Systemu Przesyłowego. Umowa określa zakres i sposób realizacji działalności operatorskiej na Rynku Bilansującym. Operatorów Rynku dzielimy na:

• Operatorów Handlowo-Technicznych,
• Operatorów Handlowych,
• Operatorów Pomiarowych.

Operatorzy Systemu to:

• Operator Systemu Przesyłowego Elektroenergetycznego – przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym, bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej,
• Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych Elektroenergetycznych – przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym, bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej.

W skład Rynku Bilansującego wchodzą tzw. Jednostki Grafikowe będące zbiorami Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego. Jednostki Grafikowe określane są przez poszczególnych Uczestników Rynku Bilansującego w uzgodnieniu z Operatorem Systemu Przesyłowego oraz odpowiednimi Operatorami Systemów Dystrybucyjnych, w przypadku, gdy fizyczne Miejsce Dostarczenia Energii Rynku Bilansującego znajduje się w sieci dystrybucyjnej lub reprezentuje dostawy energii w sieci dystrybucyjnej nieobjętej obszarem Rynku Bilansującego.  Wyróżnia się następujące rodzaje Jednostek Grafikowych:

I. Jednostka Grafikowa Wytwórcza:

• aktywna,
• pasywna,
• rozliczeniowa.

II. Jednostka Grafikowa Odbiorcza,

III. Jednostka Grafikowa Źródeł Wiatrowych,

IV. Jednostka Grafikowa Wymiany Międzynarodowej:

• Operatora Systemu Przesyłowego,
• Uczestnika Rynku Bilansującego.

V. Jednostka Grafikowa Systemu Przesyłowego:

• aktywna,
• pasywna.

VI. Jednostka Grafikowa Giełdy Energii:

• podstawowa zakupu,
• podstawowa sprzedaży.

VII. Jednostka Grafikowa Bilansująca

VIII. Jednostka Grafikowa Generacji Zewnętrznej.

Dla Jednostek Grafikowych w ramach procesów realizowanych na RB wyznacza się:

• planowane ilości dostaw energii, w tym wielkość deklarowaną, zweryfikowaną oraz skorygowaną,
• rzeczywiste ilości dostaw energii,
• odchylenia pomiędzy dostawami planowanymi i rzeczywistymi,
• wielkości należności i zobowiązań wynikających z powyższych odchyleń.

Dla danej JG, uczestniczącej w RB w sposób aktywny muszą być realizowane:

• zgłaszanie do OSP zawartych Umów Sprzedaży Energii,
• zgłaszanie do OSP ofert bilansujących,
• uczestniczenie w bilansowaniu generacji z zapotrzebowaniem na energię w obszarze Rynku Bilansującego,
• uczestniczenie w działaniach dostosowawczych mających na celu uwzględnienie ograniczeń systemowych,
• uczestniczenie w optymalizacji obciążeń zgodnie z Algorytmem Rozdziału Obciążeń podczas tworzenia Planów Koordynacyjnych Dobowych i Bieżących Planów Koordynacyjnych Dobowych,
• uczestniczenie w rozliczaniu Rynku Bilansującego w zakresie wykorzystania ofert bilansujących i odchyleń od planowanych ilości dostaw energii.

Dla pasywnych JG uczestnictwo w RB ogranicza się do:

• zgłaszania do OSP zawartych Umów Sprzedaży Energii,
• zgłaszania do OSP ofert bilansujących, o ograniczonym zakresie przekazywanych informacji,
• uczestniczenia w rozliczeniu RB w zakresie odchyleń od planowanej ilości dostaw energii.

Jednostka Grafikowa Źródeł Wiatrowych (JG_ZW) jest zbiorem fizycznych Miejsc Dostarczenia Energii Rynku Bilansującego(F_MB), w których do obszaru RB przyłączone są źródła energii elektrycznej wykorzystujące energię wiatrową, lub poprzez które są reprezentowane dostawy energii realizowane przez źródła wykorzystujące energię wiatru, nieprzyłączone do obszaru RB. Jednostka Grafikowa Źródeł Wiatrowych jest jednostką pasywną, a w jej skład wchodzi jedna lub więcej jednostek wytwórczych, wykorzystujących energię wiatru do wytwarzania energii elektrycznej, zlokalizowanych w określonym obszarze Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Konfigurację JG_ZW ustala OSP w uzgodnieniu z właściwym URB. Dla Jednostek Grafikowych Źródeł Pasywnych stosuje się zasady zgłaszania danych handlowych i technicznych jak dla Jednostek Grafikowych Wytwórczych pasywnych, chyba że w zasadach szczegółowych określono inaczej. Zbiór JG danego Uczestnika Rynku Bilansującego musi obejmować jego wszystkie Miejsca Dostarczania Energii w obszarze Rynku Bilansującego. URB typu Wytwórca musi posiadać co najmniej jedną:

• Jednostkę Grafikową Wytwórczą aktywną, lub
• Jednostkę Grafikową Wytwórczą pasywną, lub
• Jednostkę Grafikową Operatora Systemu Przesyłowego aktywną, bądź pasywną, lub
• Jednostkę Grafikową Źródeł Wiatrowych.

URB posiadający Jednostkę Grafikową Wytwórczą aktywną lub Jednostkę Grafikową Operatora Systemu Przesyłowego aktywną, musi posiadać także Jednostkę Grafikową Wytwórczą rozliczeniową. Wytwórca nie może natomiast posiadać:

• Jednostki Grafikowej Giełdy Energii
• Jednostki Grafikowej Bilansującej

Jednostki Grafikowej Wymiany Międzynarodowej.

 

Bilansowanie handlowe na rynku bilansującym

Poniższe podrozdziały zostały napisane na podstawie wielu publikacji, rozporządzeń Ministerstwa Gospodarki i Stanowisk Prezesa URE[1].

Uczestnik Rynku Bilansującego dokonuje zbilansowania handlowego swoich dostaw energii poprzez:

• zgłaszanie do realizacji Umów Sprzedaży Energii,
• rozliczanie z Operatorem Systemu Przesyłowego niezbilansowania wynikającego z różnicy pomiędzy ilością energii z przyjętych do realizacji Umów Sprzedaży Energii oraz rzeczywistą ilością dostaw energii.

Użytkownik systemu będący odbiorcą końcowym jest odpowiedzialny za bilansowanie handlowe swoich dostaw energii na RB, przy czym może ustanowić innego URB, który w ramach swojej JG odbiorczej będzie odpowiedzialny za jego bilansowanie handlowe. Jeżeli ustanowiony URB zaprzestanie, niezależnie od przyczyny, działalności na RB, to Odbiorca staje się odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe swoich dostaw energii ze skutkiem od dnia zaprzestania działalności przez tego URB. Zasady te stosuje się także do URB posiadającego źródła energii elektrycznej wykorzystujące energię wiatru przyłączone do podstawowego obszaru Rynku Bilansującego, reprezentowane przez Jednostkę Grafikową Źródeł Wiatrowych lub Jednostkę Grafikową Wytwórczą pasywną. Taki URB może ustanowić innego URB, który w ramach swojej Jednostki Grafikowej Źródeł Wiatrowych albo Jednostki Grafikowej Odbiorczej będzie odpowiedzialny za bilansowanie handlowe tych źródeł na Rynku Bilansującym, przy czym źródła wykorzystujące energię wiatru reprezentowane w ramach Jednostki Grafikowej Źródeł Wiatrowych mogą być bilansowane w JG_ZW innego URB, które dotyczą Obszaru Agregacji Źródeł Wiatrowych odpowiednich do lokalizacji tych źródeł. Źródła energii elektrycznej danego URB wykorzystujące energię wiatru reprezentowane w ramach Jednostki Grafikowej Wytwórczej pasywnej mogą być bilansowane handlowo w Jednostce Grafikowej Odbiorczej innego Uczestnika Rynku Bilansującego.

Operator Systemu Przesyłowego i Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych, w ramach swoich obowiązków, realizują dostawy energii elektrycznej na podstawie zgłoszonych i przyjętych do realizacji Umów Sprzedaży Energii, przy uwzględnieniu możliwości technicznych krajowego systemu elektroenergetycznego. OSP administruje Rynkiem Bilansującym w zakresie Jednostek Grafikowych w ramach tego RB zdefiniowanych, natomiast OSD, którego sieć dystrybucyjna posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową uczestniczy w administrowaniu Rynkiem Bilansującym w zakresie obsługi Jednostek Grafikowych z obszaru sieci własnej oraz dla OSD niepołączonych bezpośrednio z siecią dystrybucyjną, dla których realizuje obowiązki w zakresie współpracy z OSP. W szczególności, taki OSD, zarządza konfiguracją w zakresie prowadzenia bilansowania handlowego przez Uczestnika Rynku Bilansującego, zarządza konfiguracją w zakresie przyporządkowania poszczególnych Uczestników Rynku Detalicznego do poszczególnych URB, jako podmiotów prowadzących bilansowanie handlowe tych URD. Ponadto wyznacza oraz przyporządkowuje ilość dostaw energii dotyczących URD do poszczególnych URB i przekazuje do OSP ilość dostaw energii dla poszczególnych URB; przekazuje do OSP dane niezbędne do konfigurowania Rynku Bilansującego oraz monitorowania poprawności jego konfiguracji; obsługuje sytuacje wyjątkowe, polegające na utracie przez URD podmiotu odpowiedzialnego za jego bilansowanie. Każdy Uczestnik Rynku Bilansującego jest zobowiązany zapewnić realizację funkcji operatorskich w zakresie handlowym lub handlowo-technicznym dla wszystkich swoich Jednostek Grafikowych, przy czym może je realizować samodzielnie, bądź powierzyć ich realizację innym podmiotom będącym Operatorami Rynku.

[1] Godzinowy rynek bilansujący energii elektrycznej w Polsce. Organizacja i wdrożenie. PSE S.A. Operator Systemu Przesyłowego, Warszawa 2001.

Komunikat po posiedzeniu Rady Ministrów w dniu 10 kwietnia 2001 r. (http://www.kprm.gov.pl).

Ministerstwo Gospodarki i Urząd Regulacji Energetyki, Rynek energii elektrycznej w Polsce. Zasady działania rynku energii elektrycznej w Polsce w roku 2000 i latach następnych, Warszawa, 15 października 1999 r. Materiał przyjęty przez KERM 2 grudnia 1999 r.

Projekt wymiany informacji rynkowych w ramach rynku energii elektrycznej w Polsce z uwzględnieniem standardów informatycznych oraz standardów transmisji danych WIRE 3.0., PSE S.A. Operator Systemu Przesyłowego, wersja z 17 kwietnia 2001r. http://www.pse.pl/pl/ospwork.

Projekt systemu operatywnej współpracy z elektrowniami z uwzględnieniem standardów informatycznych oraz standardów transmisji danych – SOWE 2.0., PSE S.A. Operator Systemu Przesyłowego, wersja z 30 kwietnia 2001 r. http://www.pse.pl/pl/ospwork.

Regulamin generacji wymuszonej. Wersja 1.2. PSE S.A. Operator Systemu Przesyłowego, wersja z 25 kwietnia 2001 r.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 6 sierpnia 1998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególnych odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych (Dz. U. z 1998 r. Nr 107, poz. 671).

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2001 r. Nr 1, poz. 7).

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączania podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (Dz. U. z 2000 r. Nr 85, poz. 957).

Stanowisko Prezesa URE z 30 czerwca 2000 r. w sprawie kryteriów uznania rynku energii elektrycznej za rynek konkurencyjny, „Biuletyn URE”, nr 4/2000.

Stanowisko Prezesa URE z 14 grudnia 2000 r. w sprawie uznania giełdowego rynku energii elektrycznej za rynek konkurencyjny, „Biuletyn URE”, nr 1/2001.

Stanowisko Prezesa URE z 28 czerwca 2001 r. w sprawie zwolnienia przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wytwarzaniem i obrotem energią elektryczną z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, „Biuletyn URE”, nr 4/2001.

 

Umowy sprzedaży energii

Jednostki Grafikowe występujące na Rynku Bilansującym mogą realizować transakcje zakupu i sprzedaży energii z innymi JG, zarówno w zakresie pojedynczych transakcji jak i sumarycznych grafików zgłaszanych do OSP w postaci Umów Sprzedaży Energii, chyba że Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej stanowi inaczej. URB może realizować transakcje zakupu i sprzedaży energii pomiędzy należącymi do niego Jednostkami Grafikowymi, pod warunkiem jak powyżej. Występujące na Rynku Bilansującym wyłączenia dotyczące transakcji pomiędzy poszczególnymi rodzajami JG, wynikają z istoty definicji poszczególnych Jednostek Grafikowych, a także z modelu Rynku Bilansującego, który nie dopuszcza określonych transakcji dla określonych rodzajów JG.Usługi systemowe

Operator Systemu Przesyłowego dokonuje zakupu następujących usług systemowych:

I. Regulacyjne usługi systemowe:

a) Operacyjna rezerwa mocy,

b) Udział w regulacji pierwotnej,

c) Udział w regulacji wtórnej,

d) Praca z zaniżeniem lub z przeciążeniem,

e) Udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej.

II. Usługa uruchamiania Jednostek Grafikowych Wytwórczych aktywnych (JG_Wa)

III. Regulacyjne usługi systemowe w zakresie rezerwy interwencyjnej:

a) Praca interwencyjna,

b) Interwencyjna rezerwa zimna,

c) Redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP.

IV. Usługa dyspozycyjności jednostek wytwórczych niebędących Jednostkami Wytwórczymi Centralnie Dysponowanym

V. Usługa odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego

Wymagany zakres regulacji pierwotnej i wtórnej JG_Wa są określane przez OSP w dobie n-1. Wymagania ogólne to zakres regulacji pierwotnej na poziomie +/- 170 MW oraz zakres regulacji wtórnej około +/- 500 MW. Usługi odbudowy KSE mogą być świadczone przez wytwórców, których jednostki wytwórcze są zdolne do uruchomienia bez zasilania zewnętrznego. Operacyjna rezerwa mocy to zdolności wytwórcze JG_Wa będących w ruchu albo postoju, stanowiące nadwyżkę mocy dostępną dla OSP ponad zapotrzebowanie na energię elektryczną pokryte w ramach USE oraz na RB w ramach generacji swobodnej. Zakup operacyjnej rezerwy mocy jest dokonywany w godzinach szczytu zapotrzebowania, czyli do godziny 7:00 do godziny 22:00 we wszystkich dniach roboczych.

 

Rezerwa interwencyjna

W celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego OSP może zawierać umowy o świadczenie usług pracy interwencyjnej, z wytwórcami energii elektrycznej, zapewniające dostęp do szybkiej rezerwy interwencyjnej w zakresie zwiększenia wytwarzania energii, umowy takie dzielą się na;

• umowy o świadczenie usługi interwencyjna rezerwa zimna, zapewniające dostęp do jednostek wytwórczych utrzymywanych w gotowości do uruchomienia i wytwarzania energii,
• umowy o świadczenie usług redukcji zapotrzebowania, z użytkownikami systemu posiadającymi sterowane odbiory energii, zapewniające dostęp do szybkiej rezerwy interwencyjnej w zakresie zmniejszenia odbioru energii.

Rezerwa interwencyjna jest aktywowana na polecenia OSP i służy do interwencyjnego równoważenia bilansu mocy w całym Krajowym Systemie Elektroenergetycznym lub w wybranych jego obszarach, ze względu na warunki pracy sieci, w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy KSE. Regulacyjne usługi systemowe w zakresie rezerwy interwencyjnej mogą być świadczone w ramach:

• usługi praca interwencyjna przez jednostki wytwórcze pompowo-szczytowe lub w elektrowniach gazowych,
• usługi interwencyjne rezerwa zimna, przez centralnie dysponowane jednostki wytwórcze cieplne,
• usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP, przez sterowane odbiory energii.

 

Warunki uczestnictwa w Rynku Bilansującym

Uczestnik Rynku Bilansującego jest zobowiązany:

1. Posiadać odpowiednie koncesje
2. Zawrzeć umowę przesyłania z odpowiednim OSP w zakresie odpowiednim do rodzaju prowadzonej przez niego działalności
3. Zawrzeć umowę dystrybucyjną z odpowiednim OSD, zawierającą uregulowania dotyczące udziału w Rynku Bilansującym, jeżeli URB jest przyłączony do sieci dystrybucyjnej, bądź prowadzenia bilansu handlowego na obszarze sieci dystrybucyjnej, jeżeli URB wykonuje funkcje podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe URD z obszaru tej sieci.

Bardzo ważne jest, aby umowa taka zawierała algorytm wyznaczania ilości energii w poszczególnych Miejscach Dostarczenia Energii Rynku Bilansującego, dane i charakterystyki techniczne jednostek wytwórczych wchodzących w skład poszczególnych Jednostek grafikowych Wytwórczych, ceny za wytwarzanie wymuszone energii elektrycznej (CW) dla poszczególnych Jednostek Grafikowych Wytwórczych aktywnych, ceny za uruchomienie (CU) dla poszczególnych JG_Wa, z uwzględnieniem różnych rodzajów uruchomienia: ze stanu gorącego (G), ciepłego (C) i zimnego (Z), a także warunki finansowe realizacji zgłoszonych Umów Sprzedaży Energii. Dla źródeł energii elektrycznej wykorzystujących energię wiatrową warunki uczestnictwa w Rynku Bilansującym są następujące:

1. Operator Systemu Przesyłowego określa, dla potrzeb grupowania w Jednostkach Grafikowych Źródeł Wiatrowych (JG_ZW) źródeł energii elektrycznej wykorzystujących energię wiatru, Obszary Agregacji Źródeł Wiatrowych (OAZW). W wymagających tego przypadkach OAZW są określane we współpracy z odpowiednim OSD.
2. OAZW są stosowane ze względu na zapewnienie bezpieczeństwa i niezawodności pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w związku ze zmiennością wytwarzania energii przez źródła energii elektrycznej wykorzystujące energię wiatru.
3. OAZW jest definiowany jako obszar sieci, do którego mogą być przyłączone źródła energii elektrycznej wykorzystujące energię wiatru, lub przez które mogą być reprezentowane w obszarze Rynku Bilansującego dostawy energii realizowane przez te źródła.
4. Kryterium przy definiowaniu OAZW jest jednorodność obszaru pod względem rozpływów mocy wyprowadzonej z farm wiatrowych do sieci zamkniętej w stanach awaryjno-remontowych, z uwzględnieniem mocy osiągalnej przyłączonych i planowanych do przyłączenia źródeł energii elektrycznej wykorzystujących energię wiatru.
5. W ramach danej JG_ZW mogą być reprezentowane źródła energii elektrycznej wykorzystujące energię wiatru należące do tego samego OAZW.
6. Na pojedynczym Obszarze Agregacji Źródeł Wiatrowych może być zdefiniowanych więcej niż jedna JG_ZW, przy czym dane Fizyczne Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego (_FMB) reprezentujące źródło energii elektrycznej wykorzystujące energię wiatru może być przyporządkowane tylko do jednej JG_ZW.
7. OSP ma prawo modyfikować OAZW w związku z przyłączeniem lub planowanym przyłączeniem do sieci nowych źródeł energii elektrycznej wykorzystujących energię wiatru, a także w przypadku istotnej zmiany pracy KSE spowodowanej trwałymi zmianami elementów tworzących KSE.
8. W sytuacji, o której mowa w pkt 8., wprowadza się stosowne zmiany do odpowiednich Umów przesyłania, dotyczące konfiguracji Jednostek Grafikowych Źródeł Wiatrowych, dla których naruszony został warunek określony w pkt 5.

W przypadku naruszenia przez URB posiadającego JG_ZW zasad i wymagań określonych powyżej dotyczących JG_ZW, OSP ma prawo wstrzymać świadczenie usług przesyłania w odniesieniu do tej JG_ZW tego URB, po uprzednim wezwaniu do usunięcia naruszenia, jeżeli naruszenie to nie zostanie usunięte w terminie 14 dni od daty otrzymania przez URB pisemnego wezwania w tej sprawie.

 

Zgłaszanie ofert bilansujących

Zgłoszenie danych handlowych i technicznych jest czynnością wykonywaną przez określony podmiot Rynku bilansującego w stosunku do Operatora Systemu Przesyłowego, jako administratora Rynku Bilansującego, polegającą na przekazaniu danych i informacji handlowo-technicznych, ściśle zdefiniowanych, co do formy, zakresu oraz terminu przekazywania. Podstawowym okresem handlowym, do którego odnoszą się informacje zawarte w zgłoszeniu danych handlowych i technicznych jest pojedyncza godzina doby handlowej. W pierwszej kolejności następują zgłaszania Umów Sprzedaży Energii, które rozpoczynają się zazwyczaj o godz. 9:00 i kończy o godz. 14:30 dnia poprzedzającego bilansowany dzień pracy Sieci Elektroenergetycznej. Następnie oferty są sprawdzane pod względem zgodności z zawartymi umowami i finalnie po weryfikacji akceptowane przez Operatora. W godzinach 14: 30 – 15:30 przesyłane są informacje o przyjęciu, przyjęciu ze zmianami, odrzuceniu lub braku Zgłoszenia Umowy Sprzedaży Energii w ramach Rynku Bilansującego Dnia Następnego (RBN). Po godzinie 15:30 następuje rozpoczęcie przyjmowania zgłoszeń Umów Sprzedaży Energii w ramach Rynku Bilansującego Dnia Bieżącego (RBB) dla dnia grafikowego następnego. Zgłaszanie kończy się o godzinie 22:00 doby bilansowanej. W tym czasie w systemie ciągłym następuje weryfikacja oraz generowanie i wysyłanie informacji o przyjęciu Zgłoszenia. Zgłoszenia USE w ramach RBB umożliwiają modyfikację pozycji kontraktowej wynikającej ze Zgłoszeń USE dokonanych w ramach RBN. W dobie poprzedzającej bilansowaną następuje poza zgłaszaniem Umów Sprzedaży Energii, zgłaszanie Ofert Bilansujących, które odbywa się w systemie Rynku Bilansującego Dania Poprzedniego, w godzinach od 9:00 do 14:30. Jak w przypadku Umów Sprzedaży Energii, do godziny 15:30 przesyłane są informacje o zaakceptowanych Ofertach Bilansujących.

Nieco inaczej wygląda bilansowanie źródeł energii elektrycznej wykorzystujących energię wiatru. OSP przyjmuje Zgłoszenia Programów Pracy dla jednostek wytwórczych, które są reprezentowane w ramach JGZW. Zgłoszenie Programu Pracy zawiera dla każdej godziny doby handlowej:

• Moce: minimalną (P^MIN), maksymalną (P^MAX) oraz dyspozycyjną (P^DYSP), wyrażone w wartościach brutto.
• Planowaną, sumaryczną w godzinie, wielkość wytwarzania energii elektrycznej przez jednostkę wytwórczą, wyrażoną w wartościach brutto (ESO^ZW).
• Planowaną, sumaryczną w godzinie, wielkość wytwarzania energii elektrycznej przez jednostkę wytwórczą, wyrażoną w wartościach netto (ES^ZW).
• Prognozę przedziałową wytwarzania brutto, opisaną granicami przedziału: (i) dolnym (ESO^ZW_MIN) oraz (ii) górnym (ESO^ZW_MAX).

Zgłoszenia Programów Pracy są dokonywane poprzez system SOWE i są obowiązkowe. W ramach ZPP Uczestnik Rynku Bilansującego jest zobowiązany przekazywać do Operatora Sieci Przesyłowej aktualne prognozy wytwarzania energii przez jednostki wytwórcze, w szczególności w przypadku każdej zmiany prognozy wytwarzania. URB jest zobowiązany do aktualizacji wyżej powołanych prognoz wytwarzania w przypadku zmian czynników mogących mieć na nie wpływ.  Zgłoszenia Programów Pracy dla jednostek wytwórczych reprezentowanych w JG_ZW dotyczące doby handlowej n powinny być dokonywane od początku doby n-2 do końca doby n. W przypadku wystąpienia istotnych różnic pomiędzy Programami Pracy, a rzeczywistą ilością dostaw energii (ER) dla jednostek wytwórczych reprezentowanych w JG_ZW, URB jest zobowiązany, na wniosek OSP, niezwłocznie przedłożyć pisemne wyjaśnienie dotyczące powstania tych różnic. Wielkość ES^ZW zgłoszona dla godziny h danej doby handlowej, dla jednostek wytwórczych reprezentowanych w danej JG_ZW, w ostatnim Programie Pracy przed rozpoczęciem godziny h-1 jest uwzględniana w rozliczeniach Rynku Bilansującego przy wyznaczaniu skorygowanej ilości dostaw energii (ES) dla tej JG_ZW. Na potrzeby zobrazowania Zgłoszeń Programów Pracy dla jednostek wytwórczych energii elektrycznej wykorzystujących energię wiatru został stworzony arkusz kalkulacyjny stanowiący integralną część opracowania.

 

Rozliczanie kosztów Systemu Zarządzania Ograniczeniami Systemowymi

Pierwszym krokiem do finansowego rozliczenia w Systemie Energetycznym jest ustalenie rzeczywistych ilości odstaw energii, które wykonuje się dla każdej godziny doby bilansowanej. Podmiotem rozliczanym na Rynku bilansującym jest URB, na którego rozliczenie składa się rozliczenie jego wszystkich Jednostek Grafikowych. Podmiotem rozliczenia jest więc energia bilansująca stanowiąca różnicę pomiędzy deklarowaną a rzeczywistą ilością dostaw energii. Okresem rozliczeniowym na RB jest dekada miesiąca kalendarzowego, a terminem płatności za dostawę energii jest 25. dzień po ostatnim dniu terminu rozliczeniowego. Cena wymuszonej dostawy (CWD) energii elektrycznej jest równa 1,05 ceny ustalonej w umowie(CW), zaś cena rozliczeniowa wymuszonego odbioru (CWO) jest równa 0,95 CW.

 

Stany zagrożenia bezpieczeństwa zaopatrzenia w energię elektryczną – procedury awaryjne

W przypadku wystąpienia zdarzeń uniemożliwiających poprawną realizację standardowych procedur bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami, OSP stosuje procedury awaryjne. Procedury te są stosowane w przypadku zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, np. w wyniku awarii sieciowej lub awarii w systemie, ale także w przypadku awarii systemów teleinformatycznych o podstawowym znaczeniu dla realizacji bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi. W ramach stosowania Procedur Awaryjnych, w zależności od sytuacji, OSP ma prawo do zaprzestania przyjmowania do realizacji Umów Sprzedaży Energii, czy zaprzestania stosowania Ofert Bilansujących.

 

Algorytm pracy Operatora Sieci Dystrybucyjnej na linii wytwórca energii elektrycznej – odbiorca końcowy

Bardzo ważnym jest prawidłowe sporządzenie bilansu na Rynku Energii, a zadaniem OSD jest ostateczne zrównoważenie zapotrzebowania i ilości produkcji energii elektrycznej w ramach danego Rynku Bilansującego. Operator Sieci Dystrybucyjnej współdziała z Operatorami Sieci Przesyłowej, tworząc w ten sposób aparat pośredniczący miedzy producentem energii elektrycznej, a jej nabywcą. Przy czym OSD musi zapewnić regularny odbiór energii od producenta, a także regularne dostawy energii podmiotowi kupującemu. W tym celu tworzone są bilanse opisane powyżej, na podstawie, których stworzyć można poniższy algorytm. Zasada bilansowania jest prosta: jeśli mamy nadwyżkę produkcji energii, musimy ją sprzedać na innym rynku bilansującym, zaś przy deficycie należy zakupić odpowiednią ilość energii z rynku zewnętrznego. Przykłady bilansu z deficytem i nadwyżką:

 

Przykład 1. Nadwyżka

1. Zakup od podmiotu A   50MWh
2. Zakup od podmiotu B 150MWh
3. Sprzedaż do podmiotu C   75MWh
4. Pozycja kontraktowa (1+2-3) 125MWh
5. Pobór energii w MD (ER) 100MWh
6. Odsprzedaż na RB   25MWh

 

Przykład 2. Deficyt

1. Zakup od podmiotu A   50MWh
2. Zakup od podmiotu B 150MWh
3. Sprzedaż do podmiotu C   75MWh
4. Pozycja kontraktowa (1+2-3) 125MWh
5. Pobór energii w MD 130MWh
6. Zakup na RB    5MWh

 

Przykłady grafikowania i ustalania cen ofertowych, cen sprzedaży energii, cen zakupu energii

Prawidłowe kształtowanie i kalkulacja taryf są jednym z najważniejszych a zarazem najbardziej skomplikowanych narzędzi regulacji (regulacja ekonomiczna) warunkujących w znacznym stopniu skuteczne działanie rynku energii elektrycznej i pobudzających rozwój różnorodnych transakcji na tym rynku oraz promujących konkurencję. Przy ich stanowieniu powinno stosować się obiektywne, proste, przejrzyste i stabilne kryteria tworzenia, a obowiązek publikacji taryf pozwala uruchomić skuteczny mechanizm konkurencji na rynku. Przy czym taryfa to, zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne 1 (art. 3 pkt 17), zbiór cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania, opracowany przez koncesjonowane przedsiębiorstwo energetyczne i zatwierdzany przez Prezesa URE (art. 47 ustawy). Przedłożenie taryf do zatwierdzenia może nastąpić z inicjatywy przedsiębiorstwa energetycznego lub na żądanie organu regulującego. Ponadto przepisy prawa energetycznego stanowią, że taryfy muszą zapewnić pokrycie uzasadnionych kosztów działalności przedsiębiorstw sektora w zakresie wytwarzania, przesyłania i dystrybucji lub obrotu energią elektryczną wraz z kosztami modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska oraz ochronę odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen (art. 45). Prezes URE może zwolnić przedsiębiorstwo energetyczne z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, jeżeli stwierdzi, że działa ono na rynku konkurencyjnym, przy czym zwolnienie to może dotyczyć całości lub części działalności prowadzonej przez to przedsiębiorstwo (art. 49).

Realizacja ustawowych zasad stanowienia cen sieciowych nośników energii na rynku energii elektrycznej zależy, więc od tempa rozwoju rynku konkurencyjnego w elektroenergetyce. Można więc stwierdzić, że na rynku energii elektrycznej, w zależności od stopnia jego konkurencyjności, mogą obowiązywać: ceny kształtowane przez mechanizmy rynkowe (w obszarze rynku konkurencyjnego) oraz ceny i stawki opłat (taryfy) zatwierdzane przez Prezesa URE w obszarach rynku regulowanego (np. w obszarze funkcjonowania monopoli sieciowych).

W związku z brakiem ustawowej definicji pojęcia „rynek konkurencyjny”, 30 czerwca 2000 r. Prezes URE – chcąc skorzystać z ustawowego upoważnienia zawartego w art. 49 ustawy – Prawo energetyczne1 – przedstawił swoje stanowisko w sprawie kryteriów uznania rynku energii elektrycznej za rynek konkurencyjny, precyzując zasady, jakimi będzie się kierował przy wydawaniu decyzji uznających przedsiębiorstwa za działające na rynkach konkurencyjnych. Ze względu na spełnienie tych kryteriów przez Giełdę Energii S.A., 14 grudnia 2000 r. Prezes URE uznał rynek giełdowy energii elektrycznej (zarządzany przez Giełdę Energii S.A. z siedzibą w Warszawie) za rynek konkurencyjny. Stanowisko to pozwoliło przedsiębiorstwom energetycznym sprzedającym energię poprzez giełdę energii elektrycznej na niestosowanie zatwierdzonych im taryf w tej części działalności, a zatem umożliwiło swobodne kształtowanie się cen energii elektrycznej na rynku giełdowym, co pozwoli w przyszłości na określenie jej realnej wartości rynkowej.

W celu prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Polsce, Rada Ministrów na posiedzeniu w dniu 10 kwietnia 2001 r. zaakceptowała harmonogram wprowadzania rynku energii elektrycznej w Polsce, który przewiduje zwalnianie przez Prezesa URE, od 1 lipca 2001 r., przedsiębiorstw energetycznych z obowiązku przedkładania do zatwierdzenia taryf w części dotyczącej działalności prowadzonej na rynku konkurencyjnym. Prezes URE, po dokonaniu wszechstronnej analizy rynku energii elektrycznej, ze szczególnym uwzględnieniem stopnia wypełnienia kryteriów rynku konkurencyjnego, zwolnił z dniem 1 lipca 2001 r. z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzania przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na wytwarzanie lub obrót energia elektryczną. Za najbardziej istotne przesłanki uznał zmiany instytucjonalne i własnościowe oraz prawno-organizacyjne zachodzące w elektroenergetyce, które wywołały również modyfikację reguł postępowania uczestników rynku. Zwolnienie to nie dotyczy: podmiotów produkujących energię elektryczną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, co do której istnieje obowiązek jej zakupu, operatora systemu przesyłowego w odniesieniu do minimalnych ilości energii (MIE), określonych w jego taryfie oraz przedsiębiorstw energetycznych posiadających jednocześnie koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej, w odniesieniu do sprzedaży tej energii odbiorcom końcowym przyłączonym bezpośrednio do sieci tych przedsiębiorstw.

Wszystkie przedstawione wyżej uregulowania prawne mają zasadniczy wpływ na kształtowanie się cen i stawek opłat w poszczególnych segmentach rynku energii elektrycznej w Polsce. Sposoby rozliczeń i ceny w umowach dwustronnych są ustalane przez strony tych umów. Z reguły są one związane z cenami chwilowymi na rynku, dynamiką zmienności tych cen oraz profilami ryzyka i, z zasady, są wyższe od cen na rynku natychmiastowym. Nie trzeba ich przedstawiać in extenso w zgłoszeniu umowy sprzedaży energii. Niemniej jednak, jeżeli wytwórca jest jedną ze stron kontraktu, to musi on w swoich ofertach redukcyjnych składanych na rynku bilansującym podać tzw. cenę redukcyjną, czyli cenę, którą jest ewentualnie gotów zapłacić za rezygnację z zawartego kontraktu i przejęcie jego zobowiązań kontraktowych przez innego uczestnika rynku. Podawana cena redukcyjna nie musi być ceną z zawartego kontraktu, natomiast na pewno musi być adekwatna do cen funkcjonujących na rynku. W pozostałych segmentach dobowo-godzinowego rynku energii elektrycznej w Polsce (segment giełdowy i bilansujący) występują dwa różne sposoby stanowienia cen: „system cen krańcowych” i „system cen ofertowych”. System cen krańcowych polega na tym, że zgłaszane oferty sprzedaży energii elektrycznej (podaż) ustawiane są w szeregu kolejno od ceny najniższej do ceny najwyższej. Cena ostatniej zaakceptowanej oferty pokrywającej zapotrzebowanie (popyt) wyznacza jednolitą cenę rynkową (rozliczeniową) w danej godzinie doby handlowej. Wszyscy wytwórcy/sprzedawcy, których oferty zostały zaakceptowane, są rozliczani według tej samej ceny rynkowej (krańcowej), niezależnie od wielkości cen, które zgłosili w swoich ofertach. Natomiast odbiorcy energii płacą również tę samą cenę krańcową wyznaczoną przez równowagę popytu i podaży. Zaletą tego systemu kształtowania cen na rynku energii elektrycznej jest jego prostota i czytelność. Ceny przedstawione w ofertach oparte są na kosztach poszczególnych producentów i pozwalają zbliżyć się do kosztów zmiennych wytwarzania i nie wynikają z przewidywań, jak wielkości tych cen mogą ukształtować się na rynku. Pozycja finansowa danego wytwórcy zależy głównie od jego kosztów, a nie od gry na rynku. Wadą natomiast jest to, że system cen krańcowych może, w niektórych przypadkach, doprowadzić do ustalenia się bardzo wysokich cen rynkowych, np. w przypadku, gdy w celu zbilansowania zapotrzebowania, przy braku mocy wytwórczych na rynku, trzeba przywołać do pracy producentów o bardzo wysokich jednostkowych kosztach wytwarzania energii elektrycznej.

Drugi system ustalania cen, tzw. system cen ofertowych, polega na tym, że po zbilansowaniu wytwarzania i zapotrzebowania (tzn. ilość zaakceptowanych ofert pozwala na zrównoważenie popytu) producenci są rozliczani za dostarczoną energię według cen żądanych przez nich w ofertach (jest to zróżnicowana cena płacona dostawcom energii). Ten system rozliczeń nosi nazwę „pay-as-bid”. Natomiast odbiorcy płacą jednakową cenę wyznaczoną, jako cenę średnioważoną z zaakceptowanych ofert. Zaletą takiego systemu ustalania cen jest to, że producenci są rozliczani wg cen, jakie sami zaproponowali, a zatem w tym przypadku nie ma możliwości uzyskiwania dodatkowych, niezależnych od wytwórców, zysków. Wadą tego systemu jest to, że składane oferty nie są oparte wyłącznie na kosztach wytwarzania, lecz również na prognozowaniu możliwej do uzyskania maksymalnej ceny sprzedaży. System preferuje dużych wytwórców mających narzędzia i środki do prognozowania cen i świadomej gry rynkowej. Może to w pewnych przypadkach doprowadzić do braku stabilności cen energii na rynku i eliminowaniu z niego małych, tanich producentów, którzy nie potrafią prawidłowo prognozować możliwych do uzyskania cen.

Algorytm ustalający cenę rynkową i obrót dla każdej godziny rynku dnia następnego funkcjonujący na Giełdzie Energii S.A. (segmencie giełdowym rynku energii) jest, zarówno dla sprzedających jak i kupujących, neutralnym mechanizmem ustalania cen, opartym na cenach krańcowych. System giełdowy zbiera złożone oferty, tworząc zagregowane krzywe kupna (popytu) i sprzedaży (podaży), dla każdej z 24 godzin dnia następnego (doby handlowej). Przecięcie krzywej popytu z krzywą podaży wyznacza punkt równowagi wyznaczający godzinową cenę równowagi i całkowitą wielkość obrotu, co przedstawiono na rysunek 5.

Zasady akceptacji ofert na rynku giełdowym są następujące:

• wszystkie oferty kupna z cenami powyżej ceny ustalonej dla danej godziny są w całości akceptowane,
• wszystkie oferty sprzedaży z cenami poniżej ceny ustalonej dla danej godziny są w całości akceptowane,
• wszystkie oferty kupna i sprzedaży, które zostały złożone po cenie równowagi mogą być w całości zaakceptowane lub w jednakowym stopniu dla wszystkich ofert zredukowane.

Wyniki sesji przekazywane uczestnikom zawierają informację o przyjęciu lub odrzuceniu oferty, cenę i wolumen energii zakupionej lub sprzedanej, wartość transakcji zawartych w danym dniu, wartość wolnego zabezpieczenia dotyczącego zakupu, wartość zawartych transakcji narastająco od chwili wystawienia ostatniej faktury. Ponadto Giełda Energii S.A. przekazuje OSP informacje o zawartych transakcjach giełdowych, podając wolumen transakcji na każdą godzinę doby handlowej.

Rysunek 5 Wyznaczanie ceny równowagi i wielkości obrotu dla każdej godziny

Źródło: opracowanie własne.

 

Ten sposób stanowienia cen w obrocie giełdowym zapewnia jawne, przejrzyste i elastyczne reguły zawierania transakcji handlowych, zmniejsza koszty ich zawierania, a system informatyczny giełdy pozwala na automatyzację procesów znajdowania najlepszych kontrofert. Jednocześnie ustalona w ten sposób obiektywna cena rynkowa energii elektrycznej może być w przyszłości punktem odniesienia dla wszystkich pozostałych rodzajów transakcji zawieranych na hurtowym rynku energii elektrycznej.

Rozliczenia na rynku bilansującym znacznie bardziej skomplikowane niż w pozostałych segmentach rynku energii, o czym świadczy chociażby sekwencja działań uczestników rynku. W pierwszej kolejności zawierają oni kontrakty dwustronne, następnie transakcje giełdowe, aby w ostatniej fazie działań zawierać transakcje na rynku bilansującym. Obrót na rynku bilansującym jest wymuszony przez zmieniającą się w czasie sytuację w systemie elektroenergetycznym, gdzie prognozowana podaż może nie zrównoważyć dynamicznie zmieniającego się popytu i w celu jego zaspokojenia konieczne są transakcje na rynku bilansującym zawierane w ostatniej chwili, tuż przed dostawą energii. Uczestnik rynku, który chce, żeby zawarte przez niego kontrakty dwustronne i giełdowe były zrealizowane przez OSP, musi przekazać mu informacje o wolumenie tych kontraktów na każdą godzinę doby handlowej. Uczestnicy nie przekazują informacji o cenach kontraktów, a rozliczenie zawartych kontraktów następuje między stronami kontraktu lub między stroną transakcji giełdowej a giełdą energii. Na rynku bilansującym rozliczane są tylko różnice pomiędzy zgłoszonymi pozycjami kontraktowymi będącymi sumą energii ze zgłoszonych kontraktów bilateralnych i giełdowych a energią w rzeczywistości wyprodukowaną i pobraną w danej godzinie doby handlowej przez jednostki grafikowe wytwórcze i odbiorcze. Wytwórcy (aktywni) dokonują trzech rodzajów transakcji z operatorem systemu przesyłowego. Pierwszy rodzaj transakcji dotyczy różnic (ΔEDZ) między deklarowaną ilością dostaw energii (ED), a zweryfikowaną ilością dostaw energii (EZ). Wielkość deklarowanej dostawy energii (ED) wynika z zawartych umów sprzedaży energii w ramach kontraktów dwustronnych lub giełdowych. Natomiast zweryfikowana ilość dostaw energii (EZ) wynika z możliwości technicznych jednostek grafikowych wytwórczych aktywnych oraz z weryfikacji zgłoszeń umów sprzedaży energii i ofert bilansujących. Należności za ten rodzaj transakcji są wyznaczane na podstawie ceny rozliczeniowej odchylenia (CRO) jednakowej dla wszystkich jednostek grafikowych. Drugi rodzaj transakcji odnosi się do rozliczenia skorygowanej ilości dostaw energii stanowiącej różnicę (ΔEZS) między zweryfikowaną (EZ), a skorygowaną (ES) ilością dostaw energii. Skorygowana ilość dostaw energii (ES) wynika z planowania dobowego pracy systemu elektroenergetycznego przez operatora systemu przesyłowego i może być związana m.in. z koniecznością wytwarzania energii ze względu na ograniczenia systemowe (sieciowe, elektrowniane, regulacyjne), zgłoszenia korekt wytwórców dotyczących zmian zdolności wytwórczych (nieplanowane ubytki, remonty), bezpieczeństwa pracy systemu. Należności za ten rodzaj transakcji są obliczane na podstawie ceny rozliczeniowej korekty pozycji kontraktowej (CRK) wyznaczanej na podstawie cen ofertowych (CO) zawartych w odpowiednich pasmach oferty bilansującej danej JG. Przy czym, jeżeli praca tej jednostki grafikowej jest wymuszana ograniczeniami systemowymi, to maksymalna wartość ceny rozliczeniowej w zakresie zwiększenia generacji nie może być większa od wartości ceny negocjowanej (CN) obowiązującej dla tej JG. Trzeci rodzaj transakcji rozliczanej na podstawie ceny rozliczeniowej odchylenia (CRO) wynika z fizycznej realizacji dostaw energii i dotyczy różnic (ΔESR) między skorygowaną pozycją kontraktową (ES), a rzeczywistą ilością dostaw energii elektrycznej (ER) wyznaczaną na podstawie pomiarów przepływów energii w fizycznych punktach pomiarowych (FPP). Nabywcy energii, wytwórcy pasywni, giełda i przedsiębiorstwa obrotu dokonują tylko jednego rodzaju transakcji, a mianowicie rozliczeń pomiędzy deklarowaną pozycją kontraktową (ED,) a rzeczywistym poborem energii (ER) według ceny rozliczeniowej odchylenia (CRO). Można, zatem powiedzieć, że przedmiotem rozliczeń na rynku bilansującym jest energia bilansująca (EB) równa różnicy między wielkością deklarowaną (ED), a rzeczywistą ilością dostaw/poboru energii (ER). Schematycznie przedstawiono to na rysunku 6.

Rysunek 6. Rozliczenie energii bilansującej EB

Źródło: opracowanie własne.

 

Rozliczenie godzinowe energii bilansującej EB_jh dla każdej godziny „h” doby handlowej jest realizowane dla każdej jednostki grafikowej wytwórczej aktywnej „j” w dwóch etapach:

• rozliczenie odchylenia z etapu planowania dostaw energii (EBP_jh),

EBP_jh = ΔEZS_jh = EZ_jh – ES_jh

• rozliczenie odchylenia z etapu nieplanowanych dostaw energii (EBN_jh) wynikających z weryfikacji umów sprzedaży energii, ofert bilansujących i możliwości technicznych jednostki wytwórczej (ΔEDZ_jh) oraz fizycznej realizacji dostaw energii (ΔESR_jh),

EBN_jh = ΔEDZ_jh + ΔESR_jh

gdzie:

ΔEDZ_jh = ED_jh – EZ_jh

ΔESR_jh = ES_jh – ER_jh

Przy czym rozliczenie energii bilansującej planowanej (EBP), tzn. skorygowanej ilości dostaw energii (ΔEZS), odbywa się na podstawie ceny rozliczeniowej korekty pozycji kontraktowej (CRK_jhk) obowiązującej w godzinie „h”. Cena ta wyznaczana jest według następujących zasad.

• W sytuacji, gdy dla pasma ofertowego „k” skorygowana ilość dostaw energii jest większa od zweryfikowanej ilości dostaw energii (ES_jhk> EZ_jhk, czyli ma miejsce dostawa energii przez JG na rynek bilansujący), to jako cenę (CRK_jhk) stosuje się:
  • cenę ofertową dla pasma „k” (CO_jhk), jeżeli zmiana zweryfikowanej ilości dostaw energii w tym paśmie (wykorzystanie pasma) nie jest spowodowana występowaniem ograniczeń systemowych (zmiana swobodna),

CRK_jhk = CO_jhk

• mniejszą z dwóch cen: cenę ofertową dla pasma „k” (CO_jhk) bądź cenę negocjowaną (CN_j) dla danej JG, jeżeli wykorzystanie pasma (zwiększenie generacji) jest spowodowane występowaniem ograniczeń systemowych (zmiana wymuszona),

CRK_jhk = min {CO_jhk,CN_j}

• W przypadku, gdy dla pasma ofertowego „k” skorygowana ilość dostaw energii jest mniejsza od zweryfikowanej (ES_jhk< EZ_jhk, czyli występuje odbiór energii przez JG z rynku bilansującego), to jako cenę (CRK_jhk) w paśmie „k” stosuje się cenę ofertową dla tego pasma.

CRK_jhk = CO_jhk

Natomiast rozliczenie energii bilansującej nieplanowanej (EBN), tzn. zweryfikowanej ilości dostaw energii (ΔEDZ) i rzeczywistej ilości dostaw energii (ΔESR), jest dokonywane, dla każdej godziny „h”, po cenie rozliczeniowej odchylenia (CRO_h). Jest ona wyznaczana jako iloraz minimalnych kosztów zwiększenia lub zmniejszenia zweryfikowanych ilości dostaw energii (EZ) jednostek grafikowych aktywnych zapewniających całkowite zbilansowanie w godzinie „h” zapotrzebowania na energię w obszarze rynku bilansującego (ZRB) do ilości dostaw tej energii. Cena (CRO_h) w zależności od relacji pomiędzy sumą zweryfikowanych ilości dostaw energii jednostek grafikowych wytwórczych (ΔEZ) a zapotrzebowaniem na energię w obszarze rynku bilansującego (ZRB) w godzinie „h”, jest wyznaczana jako średnia ważona z cen przyrostowych (CP) bądź cen redukcyjnych (CR) pasm „k” ofert bilansujących, które wykorzystywane są w bieżącym planie koordynacyjnym dobowym (BPKD) bez uwzględnienia ograniczeń systemowych (BO) do zwiększenia bądź zmniejszenia zweryfikowanych ilości dostaw energii (EZ) jednostek wytwórczych aktywnych do wielkości skorygowanych (ES^BO) bilansujących zapotrzebowanie (ZRB).

Rozliczenie godzinowe energii bilansującej dla pozostałych jednostek grafikowych nieaktywnych, (nieuczestniczących w bilansowaniu zasobów systemu elektroenergetycznego poprzez składanie ofert bilansujących) jest realizowane w jednym etapie i obejmuje wyłącznie różnicę między deklarowaną pozycją kontraktową (ED), a rzeczywistym poborem energii (ER). W tych przypadkach nie stosuje się weryfikowania i korygowania pozycji kontraktowych, ponieważ nie ma się w zasadzie wpływu na zachowanie odbiorców końcowych. A zatem w tych sytuacjach skorygowana ilość dostaw energii jest równa zweryfikowanej ilości dostaw energii, ta zaś jest równa deklarowanej ilości dostaw.

ES_jh = EZ_jh = ED_jh

Wówczas:

ΔEZS_jh = 0

ΔEDZ_jh = 0
a zatem,

ΔESR_jh = ES_jh – ER_jh = ED_jh – ER_jh

Różnica ta jest rozliczana według ceny rozliczeniowej odchylenia (CRO_h). Reasumując, można więc stwierdzić, że rozliczenia godzinowe wynikowe na rynku bilansującym dla każdej jednostki grafikowej „j” można przedstawić w postaci:

• Rozliczenia ilościowego energii bilansującej

EB_jh = EBP_jh + EBN_jh = ΔEZS_jh + ΔEDZ_jh + ΔESR_jh

przy czym jeżeli:

EB_jh<0 – to energia jest dostarczana na rynek bilansujący przez „j” – tą jednostkę grafikową w godzinie „h”,

natomiast gdy:

EB_jh>0 – to energia jest odbierana z rynku bilansującego przez „j” – tą jednostkę grafikową w godzinie „h”.

• Rozliczenia wartościowego (należności)

NB_jh = NBP_jh + NBN_jh = NZS_jh + NDZ_jh + NSR_jh

gdzie:

NBP_jh=NZS_jh – należności za energię bilansującą planowaną wynikające z rozliczenia skorygowanej ilości dostaw energii,

NBN_jh=NDZ_jh+NSR_jh – należności za energię bilansującą nieplanowaną wynikające z rozliczenia zweryfikowanej oraz rzeczywistej ilości dostaw energii,

NBP_jh=NZS_jh – należności za energię bilansującą planowaną wynikające z rozliczenia skorygowanej ilości dostaw energii,

NBN_jh=NDZ_jh+NSR_jh – należności za energię bilansującą nieplanowaną wynikające z rozliczenia zweryfikowanej oraz rzeczywistej ilości dostaw energii.

Przy czym:

• rozliczenie za odchylenia od pozycji kontraktowych zweryfikowanych wynosi:
• rozliczenia za odchylenia od pozycji kontraktowej deklarowanej i skorygowanej wynoszą:

NDZ_jh = CRO_h x ΔEDZ_jh

NSR_jh = CRO_h x ΔESR_jh

Należności NB_jh są interpretowane w następujący sposób:

NB_jh<0 – oznacza należność dla „j” – tej jednostki grafikowej w godzinie „h”,

NB_jh>0 – oznacza zobowiązanie „j” – tej jednostki grafikowej w godzinie „h”.

Powyższe obliczenia wykonuje się dla każdej jednostki grafikowej i dla każdej godziny doby. Następnie należności godzinne sumuje się dla każdej doby, a kolejne doby dla dekady, ponieważ okresem rozliczeniowym na rynku bilansującym jest dekada, a terminem płatności 20 dzień po jej zakończeniu. Schemat blokowy rozliczeń jednostek grafikowych wytwórczych aktywnych pokazano na rysunku 7, a pozostałych jednostek na rysunku 8.

Na rynku energii elektrycznej obok rozliczeń kontraktów bilateralnych, giełdowych czy transakcji na rynku bilansującym obowiązują również ceny i stawki opłat zawarte w taryfach przedsiębiorstw energetycznych. Z chwilą wprowadzenia dobowo-godzinowego rynku bilansującego energii elektrycznej i zwolnieniu wytwórców oraz przedsiębiorstw zajmujących się obrotem z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, jedynie przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną w pełnym skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła oraz zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej muszą ustalać, a następnie zatwierdzać taryfy. Przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej mają zgodnie z rozporządzeniem taryfowym obowiązek ustalania w taryfie stawek opłat za przyłączenie do sieci, stawek opłat za usługi przesyłowe, stawek opłat abonamentowych, bonifikat i upustów za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców, opłat za nielegalny pobór energii elektrycznej. Z punktu widzenia prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej najważniejsza jest konstrukcja opłat za usługi przesyłowe, która powinna dotyczyć obciążenia opłatami tych uczestników rynku, którzy, korzystając z sieci elektroenergetycznych, powodują generowanie kosztów ich eksploatacji.

Rysunek 7. Procedura rozliczeń jednostki grafikowej wytwórczej aktywnej

Źródło: opracowanie własne.

 

Rysunek 8. Procedura rozliczeń jednostki grafikowej nieaktywnej

Źródło: opracowanie własne.

 

Zgodnie z rozporządzeniem taryfowym stawki opłat przesyłowych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na trzy rodzaje stawek.

• Stawki sieciowe, które kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci na odpowiednie poziomy napięć na podstawie uzasadnionych kosztów świadczenia usług przesyłowych oraz kosztów zakupionych usług przesyłowych od innych operatorów, z podziałem na składnik stały stawki sieciowej obliczony na jednostkę mocy umownej i składnik zmienny stawki sieciowej obliczany na jednostkę energii elektrycznej pobieranej z sieci.
  • Składnik stały stawki sieciowej kalkuluje się na podstawie uzasadnionych kosztów: eksploatacji sieci, modernizacji, rozwoju i odtworzenia sieci służących do realizacji usług przesyłowych, zakupu rezerw, budowy odcinków sieci służących do przyłączania innych podmiotów oraz kosztów stałych przesyłania energii sieciami innych napięć i należących do innych operatorów.
  • Składnik zmienny stawki sieciowej kalkuluje się na podstawie uzasadnionych kosztów zakupu energii elektrycznej niezbędnej do pokrycia strat i kosztów zmiennych za przesyłanie energii elektrycznej sieciami innych napięć.
• Stawki systemowe, które kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na trzy składniki.
  • Składnik jakościowy stawki systemowej kalkuluje się na podstawie kosztów utrzymania systemowych standardów jakościowych i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, które obejmują koszty zakupionych przez OSP niezbędnych rezerw mocy i systemowych usług regulacyjnych oraz generacji wymuszonej ograniczeniami sieciowymi.
  • Składnik rekompensujący stawki systemowej kalkuluje się na podstawie kosztów wynikających z rozliczeń za energię wytworzoną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła.
  • Składnik wyrównawczy stawki systemowej kalkuluje się na podstawie kosztów wynikających z konieczności pokrycia zobowiązań w ramach kontraktów długoterminowych (koszt SOK-u).
• Stawki rozliczeniowe, które OSP kalkuluje dla podmiotów zgłaszających grafiki obciążeń na podstawie uzasadnionych kosztów budowy i rozwoju oraz eksploatacji systemów bilansowo-rozliczeniowych niezbędnych do realizacji umów sprzedaży energii.

Z przeprowadzonych rozważań wynika, że stawki sieciowe i systemowe mają zastosowanie tylko do odbiorców energii elektrycznej, a stawki rozliczeniowe obciążają zarówno odbiorców jak i wytwórców uczestniczących w rynku bilansującym. Schemat blokowy składników opłat za usługi przesyłowe przedstawia rysunek 9.

Rysunek 9. Elementy składowe opłaty przesyłowej

Źródło: opracowanie własne.

 

Nieprzewidywalność produkcji energii elektrycznej i jej silna za leśność od prędkości wiatru powoduje, że elektrownie wiatrowe uwzględnia się na rynku bilansującym. Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego umożliwia tworzenie jednostek grafikowych dla źródeł lub grupy źródeł energii elektrycznej wykorzystujących energię wiatru i prowadzi rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu dla wszystkich tych jednostek. Mechanizm bilansowania, w zakresie bilansowania źródeł energii elektrycznej wykorzystujących energię wiatru, uwzględnia możliwość korekty planowanej ilości energii elektrycznej dostarczonej do sieci, nie później niż na 2 godziny przed okresem jej wytworzenia. W Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej wprowadza możliwość korekty na 1 godzinę przed godziną wytworzenia dla źródeł wiatrowych, a energia wytworzona w ilości ponad zgłoszenie sprzedawana na rynek bilansujący po cenie 0,9 ceny rynkowej. Eksperci ekonomiczni od dawna polemizują ze zwolennikami uzyskiwania energii elektrycznej z elektrowni wiatrowych na gruncie gospodarczym. Podkreślają, że produkcja energii elektrycznej z energii strumienia przemieszczającego się powietrza (wiatru) nie rozwiąże naszych problemów energetycznych, nie zapewni również dostępu do taniej energii elektrycznej. Wiatr to nieprzewidywalny żywioł, nie zawsze można z niego skorzystać. Nawet na najbardziej wietrznych terenach zdarzają się ciche dni, a wtedy elektrownie nie pracują i nie produkują energii elektrycznej. Gdy wiatr wieje zbyt mocno, trzeba wyłączyć elektrownię wiatrową, aby nie zostały uszkodzone śmigła, a „rozkołysanie” produkcji mocy i poboru mocy biernej i zmian napięcia, spowodowane działaniem regulacji jest nie do opanowania. Niemcy, gdzie jest najwięcej farm wiatrowych w Europie, wydali na nie ogromne środki finansowe. W krajowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną mają udział 3 %, a moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych stanowi prawie 1/3 mocy zainstalowanej w systemie elektroenergetycznym Niemiec. W Polsce energia produkowana w elektrowniach wiatrowych stanowiła w 2008 roku 0,51 % w bilansie produkcji energii elektrycznej w kraju Podstawowym problem przy korzystaniu z energii wiatru jest to, ze wiatr nie zawsze wieje tam, gdzie akurat występuje zapotrzebowanie na energię elektryczną – podkreśla prof. Wolfgang Pfaffenberger z Bremen Energy Institute w swoim artykule o elektrowniach wiatrowych. Podaje również przykład lata w 2003 r., gdy upalna, ale bezwietrzna pogoda wstrzymała na wiele dni pracę turbin wiatrowych w całej Europie Zachodniej i trzeba się było ratować się dostawami energii elektrycznej z elektrowni opalanych węglem i elektrowni atomowych. To wtedy nawet część niemieckich ekologów uznała,  że warto wstrzymać się z zamykaniem elektrowni atomowych do czasu, aż nie zastąpią ich inne odnawialne źródła energii niż wiatr. Z drugiej strony, gdy są dogodne warunki do produkcji energii, nie udaje się wykorzystać całej siły wiatru, bo nie ma możliwości bezpośredniego magazynowania nadmiernej produkcji energii w systemie elektroenergetycznym. Energię elektryczną można magazynować na dużą skalę w elektrowniach wodnych pompowych i we współpracy elektrowni wiatrowych z elektrowniami gazowymi do sprężania powietrza.

 

Literatura

 

1. Brandt J.,  Giełda Energii – analiza pierwszych miesięcy funkcjonowania, plany rozwoju, referat generalny na VIII Konferencji Naukowo-Technicznej „Rynek Energii Elektrycznej: Liberalizacja – Szanse i Zagrożenia”, Kazimierz Dolny, 26-27 kwietnia 2001 r. również materiały dotyczące rynku finansowego na stronach internetowych giełdy http://www.polpx.pl.
2. Buczkowski J.,  Giełda Energii S.A. – miejsce i rola Giełdy w systemie elektroenergetycznym, referat wygłoszony na posiedzeniu sekcji systemów elektroenergetycznych Komitetu Elektrotechniki PAN, Warszawa 28 maja 2001 r.
3. Dobroczyńska A., Juchniewicz L., B. Zaleski, Regulacja energetyki w Polsce, Wyd. Adam Marszałek, Warszawa-Toruń 2000.
4. Duda M., Perspektywy rozwoju elektroenergetyki w świecie i w Polsce, Seria Biblioteka Regulatora, URE, Warszawa 2001. Zob. część rozdziału dotycząca mechanizmów regulacji cen nośników energii.
5. Marecki J., Perspektywy rozwoju skojarzonej gospodarki energetycznej w warunkach rynkowych, „Energetyka”, nr 10/2000,
6. Mielczarski W., Rynki energii elektrycznej. Wybrane aspekty techniczne i ekonomiczne, Wyd. Agencja Rynku Energii S.A. i Energoprojekt-Consulting S.A., Warszawa 2000.
7. Mielczarski W., Szczygieł L., Tworzenie konkurencyjnych rynków energii elektrycznej w świecie. Doświadczenia australijskie i wnioski dla Polski, w: A. T. Szablewski (red.), Konkurencja, regulacja, prywatyzacja sektora energetycznego, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 2000.
8. Mielczarski W., Warunki konieczne prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej – przegląd rozwiązań, referat zamówiony na VIII Konferencję Naukowo-Techniczną „Rynek Energii Elektrycznej: Liberalizacja – Szanse i Zagrożenia”, Kazimierz Dolny, 26-27 kwietnia 2001 r.
9. Mielczarski W., Szczygieł L., Analiza kryzysu na rynku energii elektrycznej w Kalifornii, artykuł na stronie internetowej http://www.cire.pl, 1 lutego 2001 r.
10. Poręba S., Koncepcja i problemy tworzenia konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce, w: A. T. Szablewski (red.), Konkurencja, regulacja, prywatyzacja sektora energetycznego, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 2000.
11. Skorek J., Bartnik R., Kalina J., Ekonomika kogeneracji, „Energetyka Cieplna i Zawodowa”, BMP, nr 1/2001.
12. Szablewski A., Koncesja jako instrument regulacji, „Biuletyn Informacyjny PTEZ”, nr 2/1998.
13. Weron A., Weron R., Giełda energii. Strategie zarządzania ryzykiem, Wyd. CIRE, Wrocław 2000.
14. Zerka M., Pogląd na funkcjonowanie i rozwój operatora systemu przesyłowego w Polsce, „Biuletyn PTPiREE”, nr 11/1999.
15. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997  Prawo energetyczne (Dz. U. z 1997 r. Nr 54, poz. 348).
16. Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2010 r. Nr 21, poz. 104).
17. Dyrektywie 96/92 EC w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej, w rozdz. IV (art. 8 pkt 3) mówi się o możliwości zobowiązania operatora systemu do zapewnienia priorytetu urządzeniom wytwórczym produkującym energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu.
18. Godzinowy rynek bilansujący energii elektrycznej w Polsce. Organizacja i wdrożenie. PSE S.A. Operator Systemu Przesyłowego, Warszawa 2001.
19. Komunikat po posiedzeniu Rady Ministrów w dniu 10 kwietnia 2001 r. (http://www.kprm.gov.pl).
20. Ministerstwo Gospodarki i Urząd Regulacji Energetyki, Rynek energii elektrycznej w Polsce. Zasady działania rynku energii elektrycznej w Polsce w roku 2000 i latach następnych, Warszawa, 15 października 1999 r. Materiał przyjęty przez KERM 2 grudnia 1999 r.
21. Projekt wymiany informacji rynkowych w ramach rynku energii elektrycznej w Polsce z uwzględnieniem standardów informatycznych oraz standardów transmisji danych WIRE 3.0., PSE S.A. Operator Systemu Przesyłowego, wersja z 17 kwietnia 2001r. http://www.pse.pl/pl/ospwork.
22. Projekt systemu operatywnej współpracy z elektrowniami z uwzględnieniem standardów informatycznych oraz standardów transmisji danych – SOWE 2.0., PSE S.A. Operator Systemu Przesyłowego, wersja z 30 kwietnia 2001 r. http://www.pse.pl/pl/ospwork.
23. Regulamin generacji wymuszonej. Wersja 1.2. PSE S.A. Operator Systemu Przesyłowego, wersja z 25 kwietnia 2001 r.
24. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 6 sierpnia 1998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególnych odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych (Dz. U. z 1998 r. Nr 107, poz. 671).
25. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2001 r. Nr 1, poz. 7).
26. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączania podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (Dz. U. z 2000 r. Nr 85, poz. 957).
27. Stanowisko Prezesa URE z 30 czerwca 2000 r. w sprawie kryteriów uznania rynku energii elektrycznej za rynek konkurencyjny, „Biuletyn URE”, nr 4/2000.
28. Stanowisko Prezesa URE z 14 grudnia 2000 r. w sprawie uznania giełdowego rynku energii elektrycznej za rynek konkurencyjny, „Biuletyn URE”, nr 1/2001.
29. Stanowisko Prezesa URE z 28 czerwca 2001 r. w sprawie zwolnienia przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wytwarzaniem i obrotem energią elektryczną z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, „Biuletyn URE”, nr 4/2001.