AKTYWNY ODBIORCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

NA RYNKU BILANSUJĄCYM W POLSCE

materiał informacyjny na warsztaty organizowane

przez Operatora Systemu Przesyłowego Elektroenergetycznego (OSP)

dn. 16 listopada 2011 roku, o godz. 11:00, w siedzibie OSP

- ul Warszawska 165, 05-520 Konstancin-Jeziorna

* * * * *

W ramach prowadzonych przez OSP prac w obszarze Reakcji Strony Popytowej, prowadzony jest

projekt pt. Analiza możliwości aktywnego uczestnictwa odbiorców w rynku bilansującym (RB) poprzez

składanie ofert bilansujących redukcji obciążenia. Wskazana analiza obejmuje zarówno

uwarunkowania techniczne wdrożenia aktywnego udziału odbiorców w bilansowaniu zasobów

systemu elektroenergetycznego, jak również określenie zainteresowania odbiorców w tym zakresie.

Materiał informacyjny, warsztaty oraz ankieta przekazana uczestnikom po warsztatach mają na celu

przedstawienie koncepcji rozwiązania dla aktywnego udziału odbiorców w RB oraz uzyskanie

informacji zwrotnej w zakresie zainteresowania odbiorców aktywnym udziałem w RB na zasadach

określonych w przedstawionej koncepcji rozwiązania.

1.

Czym jest DSR?

Reakcja Strony Popytowej (ang. Demand Side Response, DSR) oznacza dobrowolne działanie odbiorcy

powodujące zmianę wielkości jego zapotrzebowania. Działanie odbiorcy jest inicjowane pod

wpływem bodźców ekonomicznych (cen energii elektrycznej) lub na podstawie umowy zawartej

z operatorem systemu, jako właścicielem programu, w której odbiorca zobowiązuje się do redukcji

swojego obciążenia w zamian za określone w niej wynagrodzenie. Główne cechy mechanizmów DSR

to:

•

Dobrowolny charakter działań podejmowanych przez odbiorcę.

•

Aktywny

charakter

działań

odbiorcy

w

odpowiedzi

na

potrzeby

systemu

elektroenergetycznego.

•

Wpływanie odbiorcy na kształtowanie krzywej obciążenia, poprzez sterowanie własnym

obciążeniem, co oznacza jego zmniejszenie lub przesunięcie na inny okres.

Potencjał tkwiący w mechanizmach DSR wynika z dobowej i sezonowej zmienności zapotrzebowania

na moc i energię elektryczną. Sterowanie popytem ogranicza negatywne skutki nierównomiernego

i czasami nadmiernego w stosunku do podaży, popytu na energię elektryczną. Programy DSR

generalnie dzielą się na dwie grupy:

•

Programy taryfowe (cenowe) z ang. Price-Based Programs – PBP.

•

Programy bodźcowe (motywacyjne) z ang. Incentive-Based Programs – IBP.

OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO ELEKTROENERGETYCZNEGO

Strona

2

z

8

Programy taryfowe są programami dedykowanymi dla sprzedawców energii elektrycznej. Mają one

na celu długoterminowe zwiększenie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, co

można uzyskać wpływając na zachowania odbiorców energii w zakresie zużycia energii elektrycznej.

Zachowania te powinny być ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużycia przez odbiorców

energii elektrycznej, prowadzącej do optymalizacji dobowej krzywej zużycia energii elektrycznej,

a najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty energii i świadomość

odbiorców.

Programy bodźcowe pozwalają przede wszystkim na redukcję maksymalnych obciążeń szczytowych,

kiedy ceny są wysokie na skutek zdarzeń takich jak awarie czy wzrost zapotrzebowania. Z tego

względu są to programy dedykowane operatorom systemów elektroenergetycznych. Programy takie

dostarczają operatorowi zasoby, które mogą być przez niego wykorzystane zarówno do bieżącego

bilansowania podaży i popytu energii elektrycznej, jak również do zapewnienia bieżącego

bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Mogą to być przy tym zarówno programy,

w których operator inicjuje działanie prowadzące do zredukowania mocy obciążenia odbiorcy, jak

i programy wymagające od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu na podstawie

zachęt cenowych oferowanych przez operatora lub sprzedawcę energii.

Do programów bodźcowych zalicza się m.in. programy polegające na składaniu przez stronę

popytową ofert na zmniejszenie obciążenia (ang. demand bidding programs – DBP). Programy tego

typu zachęcają odbiorców do zaoferowania redukcji obciążenia za cenę, za którą są gotowi dokonać

takiej redukcji. Do tej grupy programów zalicza się proponowana przez OSP koncepcja aktywnego

udziału odbiorców w RB poprzez składanie ofert bilansujących redukcji obciążenia.

2.

Charakterystyka ogólna aktywnego udziału odbiorców w RB

Opracowana przez OSP koncepcja aktywnego udziału odbiorców w RB poprzez składanie ofert

bilansujących redukcji obciążenia dotyczy wyłącznie odbiorców dysponujących odbiorami

sterowalnymi. W ramach odbiorów sterowalnych mogą być w szczególności reprezentowani odbiorcy

przemysłowi posiadający elastyczne systemy sterowania produkcją lub rozproszone odbiory objęte

centralnym systemem zarządzania (zarządzanie zużyciem energii przez agregatora). Z bilansowego

punktu widzenia usługa ograniczenia (zmniejszenia) poboru mocy przez odbiorcę jest równoważna

usłudze zwiększenia generacji przez wytwórcę. Oferty bilansujące odbiorców będą uwzględniane

w prowadzonym przez OSP procesie rozdziału obciążeń, minimalizując całkowity koszt pokrycia

zapotrzebowania na energię elektryczną przy spełnieniu występujących ograniczeń systemowych. Do

najważniejszych zalet programu aktywnego uczestnictwa odbiorców w RB można zaliczyć:

•

Obniżenie kosztów bilansowania systemu elektroenergetycznego.

•

Ograniczenie siły rynkowej wytwarzania spowodowane wprowadzeniem reakcji strony

popytowej.

Odbiory sterowalne odbiorców aktywnie uczestniczących w RB będą reprezentowane na RB

w ramach dedykowanych Jednostek Grafikowych Odbiorczych aktywnych (JG

Oa

), dla których

Uczestnicy Rynku Bilansującego (URB), dysponujący tymi JG

Oa

, będą składali oferty bilansujące

redukcji obciążenia. Oferta redukcji obciążenia, analogicznie jak w przypadku Jednostek Grafikowych

Wytwórczych aktywnych (JG

Wa

), dotyczy poszczególnych JG

Oa

, zawiera cenę uruchomienia redukcji

obciążenia dla doby oraz pasma redukcyjne dla każdej godziny doby, poprzez które URB (operator

rynku danej JG

Oa

) określa ilość oferowanej mocy redukcji obciążenia na polecenie OSP wraz

OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO ELEKTROENERGETYCZNEGO

Strona

3

z

8

z odpowiadającą jej ceną ofertową redukcji. W ramach oferty bilansującej redukcji obciążenia dla

każdej godziny doby wymagane będzie również zgłaszanie planowanej wielkości poboru mocy przez

daną JG

Oa

. Poza danym handlowymi w ramach oferty bilansującej przekazywane będą także dane

techniczne określające możliwości i uwarunkowania techniczne redukcji obciążenia przez odbiorcę

dla danej JG

Oa

. Dane techniczne będą obejmowały m.in.: charakterystyki uruchamiania redukcji JG

Oa

,

współczynnik szybkości osiągnięcia wymaganego poziomu redukcji obciążenia oraz maksymalny czas

trwania redukcji obciążenia. OSP w ramach procesu zgłaszania danych handlowych i technicznych na

RB będzie dokonywał weryfikacji zgłoszonych ofert bilansujących redukcji obciążenia, a oferty

przyjęte będą wykorzystywane w prowadzonych przez OSP procesach planowania i prowadzenia

pracy systemu elektroenergetycznego dnia następnego oraz dnia bieżącego (plan koordynacyjny

dobowy oraz bieżące plany koordynacyjne dobowe). OSP informację o planie wykorzystania ofert

redukcyjnych obciążenia będzie przekazywał JG

Oa

(operatorowi rynku JG

Oa

) każdorazowo po

wprowadzeniu zmiany w planie redukcji danej JG

Oa

, analogicznie jak dla wytwórców aktywnych,

z wyprzedzeniem czasowym wynikającym z ograniczeń technicznych uruchomienia bądź zmiany

wielkości redukcji obciążenia.

Pasma ofert bilansujących redukcji obciążenia przyjęte po weryfikacji przez OSP będą również

wykorzystywane w procesie wyznaczania ceny rozliczeniowej odchylenia na RB, co powinno

pozytywnie wpłynąć na przeciwdziałanie sile rynkowej wytwarzania oraz wysokim cenom na RB.

Energia redukcji obciążenia JG

Oa

będzie rozliczana na RB jako energia bilansująca planowana

(rozliczenie skorygowanych ilości dostaw), według cen określonych w ofercie bilansującej JG

Oa

oraz

ceny rozliczeniowej odchylenia. Energia bilansująca nieplanowana (energia niezbilansowania),

wynikająca z odchylenia w wykonaniu polecenia pracy OSP, będzie rozliczana według cen odchylenia

na RB. Rozliczeniu będzie również podlegał koszt uruchomienia redukcji obciążenia poszczególnych

JG

Oa

, według stawek określonych przez odbiorców w ofertach bilansujących redukcji obciążenia,

wyrażonych w [zł/uruchomienie].

3.

Uwarunkowania obecnego modelu rynku energii elektrycznej

Aktualny model rynku energii elektrycznej w Polsce (tzw. „model miedzianej płyty”) nie daje

możliwości pełnego wykorzystania korzyści wynikających z wdrożenia aktywnego udziału odbiorców

posiadających odbiory sterowalne w bilansowaniu zasobów systemu elektroenergetycznego.

Stosowany mechanizm cen na RB, tzn. jednolita cen rozliczeniowa odchylenia w skali całego kraju, nie

zapewnia poprawnych bodźców do aktywacji odbiorów sterowalnych w lokalizacjach systemu

zgodnych z bieżącymi potrzebami pracy systemu elektroenergetycznego. Ponadto obecny model

rynku charakteryzuje się uśrednianiem korzyści aktywnego udziału odbiorców w RB na wszystkich

uczestników rynku, przez co zachęty ekonomiczne dla poszczególnych odbiorów sterowalnych

z pewnością będą niższe.

Przygotowana obecnie przez OSP koncepcja aktywnego udziału odbiorców w RB ma wyłącznie

charakter bilansowy, tj. oferty bilansujące odbiorców będą brały udział w pokryciu zapotrzebowania,

bez możliwości udziału w spełnianiu ograniczeń sieciowych. Wynika to bezpośrednio ze stosowanego

w obecnym modelu rynku energii mechanizmu definiowania ograniczeń sieciowych, polegającego na

zawężaniu swobody zmian punktów pracy jednostek wytwórczych aktywnych. W związku z tym OSP,

po określeniu zainteresowania odbiorców aktywnym udziałem w RB, przeprowadzi szczegółowe

analizy sieciowe w celu wyznaczenia maksymalnej możliwej redukcji obciążenia w poszczególnych

lokalizacjach systemu, przy której będą jeszcze spełnione kryteria niezawodnościowe, tzn. która to

OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO ELEKTROENERGETYCZNEGO

Strona

4

z

8

wielkość redukcji pozostanie neutralna z punktu widzenia stosowanego mechanizmu modelowania

ograniczeń sieciowych. Jest to pewne uproszczenie, które bezpośrednio wynika z braku możliwości

zdefiniowania w obecnym modelu rynku ograniczeń uwzględniających wymagania w stosunku do

pracy jednostek wytwórczych aktywnych w zależności od wykorzystania redukcji obciążenia JG

Oa

.

Obecnie prowadzone są prace nad nowym modelem rynku energii elektrycznej, bazującym na

security-constrained unit commitment and economic dispatch (SCUC; SCED), który jest wolny od

wskazanego powyżej ograniczenia i jednocześnie poprzez ceny lokalizacyjne zapewni odpowiednią

wycenę redukcji obciążenia oraz wskaże lokalizacje szczególnie atrakcyjne z punktu widzenia

inwestycji w dostosowanie urządzeń odbiorcy do aktywnego udziału w RB jako odbiory sterowalne.

Prace nad nowym modelem rynku energii elektrycznej są prowadzone przez Zespół Doradczy ds.

zmian w funkcjonowaniu rynku energii elektrycznej powołany przez Ministra Gospodarki, w skład

którego wchodzą przedstawiciele sektora elektroenergetycznego.

4.

Rozwiązania szczegółowe aktywnego udziału odbiorców w RB

4.1.

Podstawowe uwarunkowania formalne i techniczne aktywnego udziału odbiorców w RB

Struktura obiektowa RB zostanie rozszerzona o Jednostkę Grafikową Odbiorczą aktywną (JG

Oa

), która

będzie definiowana jako zbiór fizycznych Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego, w których

do obszaru RB są przyłączone sterowalne odbiory energii elektrycznej odbiorcy (

FZ

MB reprezentujące

odbiorców) lub zbiór fizycznych Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego, do których są

przyłączone sterowalne odbiory energii elektrycznej URD

1

(

FD

MB) i poprzez te

FD

MB jest realizowana

dostawa energii dla tych URD.

JG Odbiorcze aktywne, będą mogli posiadać następujący Uczestnicy Rynku Bilansującego (URB):

•

Odbiorca końcowy energii elektrycznej (URB

OK

).

•

Odbiorca sieciowy (URB

SD

).

•

Przedsiębiorstwo Obrotu (URB

PO

).

Warunkiem formalnym posiadania JG

Oa

przez URB i zgłaszania dla niej danych handlowych

i technicznych na RB, będzie posiadanie umowy przesyłania z OSP, w ramach której w szczególności

będą zdefiniowane urządzenia odbiorcy tworzące JG

Oa

, dane i charakterystyki techniczne tych

urządzeń wymagane przez OSP do planowania oraz uruchamiania redukcji obciążenia, a także

algorytmy wyznaczania ilości energii (punkty pomiarowe) jednoznacznie określające ilość energii

pobranej przez JG

Oa

. Dane techniczne określone przez odbiorcę będę podlegały weryfikacji przez OSP

w ramach prób dopuszczających urządzenia odbiorcy do aktywnego uczestnictwa w RB.

W ramach procesów rynku bilansującego, URB posiadający odbiory sterowalne reprezentowane na

RB w JG

Oa

, będzie zobowiązany dla tej JG

Oa

do:

•

Zgłaszania do OSP zawartych Umów Sprzedaży Energii .

•

Zgłaszania do OSP ofert bilansujących redukcji obciążenia, w tym zgłaszania planowanego

poboru mocy.

1

URD – Uczestnik Rynku Detalicznego.

OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO ELEKTROENERGETYCZNEGO

Strona

5

z

8

•

Uczestniczenia w bilansowaniu generacji z zapotrzebowaniem na energię elektryczną

w obszarze RB.

•

Uczestniczenia w rozliczaniu RB w zakresie wykorzystania ofert bilansujących i odchyleń od

planowanych ilości dostaw energii.

Aktywne uczestnictwo odbiorców w RB pociąga za sobą także konieczność, spełnienia dodatkowych

wymagań technicznych, spośród których najważniejsze to:

•

Indywidualne liczniki zużycia energii JG

Oa

z bezpośrednim dostępem OSP do pomiarów (lub

przez OSD).

•

System WIRE (System Wymiany Informacji o Rynku Energii) umożliwiający zgłaszanie ofert

bilansujących redukcji obciążenia dla JG

Oa

.

•

System SOWE (System Operatywnej Współpracy z Elektrowniami) wraz z obsługą w ruchu

ciągłym, umożliwiający odbieranie poleceń OSP dotyczących wymaganej redukcji poboru

mocy i zgłaszanie do OSP zdarzeń ruchowych (np. zmiana dyspozycyjności JG

Oa

, tj.

ograniczenie możliwości redukcji obciążenia ze względu na bieżące uwarunkowania

techniczne).

Wymagania techniczne dla układów pomiarowych (liczników), wykorzystywanych do rozliczeń

dotyczących bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi, zgodnie z IRiESP -

Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi (IRiESP-Bilansowanie) określa

operator systemu elektroenergetycznego, właściwy dla sieci, w której zlokalizowane jest miejsce

dostarczania energii. Wymagania OSP w tym zakresie określa IRiESP – Warunki korzystania,

prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci (IRiESP-Korzystanie).

Wymagania techniczne dla systemów pomiarowo-rozliczeniowych wykorzystywanych do wymiany

danych pomiędzy OSP a podmiotami realizującymi funkcję udostępniania oraz pozyskiwania danych

pomiarowych lub pomiarowo-rozliczeniowych, zgodnie z IRiESP-Bilansowanie, określa OSP w IRiESP-

Korzystanie. Do najważniejszych z nich dla aktywnego udziału odbiorów sterowalnych odbiorców

w RB należą: zdalny odczyt danych pomiarowych z systemów automatycznej rejestracji danych oraz

udostępnianie i pozyskiwanie danych pomiarowych poprzez system WIRE.

4.2.

Tryb i harmonogram zgłaszania USE oraz ofert bilansujących redukcji obciążenia

Umowy Sprzedaży Energii (USE) dla JG

Oa

będą mogły być zgłaszane w ramach Rynku Bilansującego

Dnia Następnego (RBN) oraz Rynku Bilansującego Dnia Bieżącego (RBB), zgodnie z aktualnie

obowiązującymi procedurami zgłaszania USE na RB (IRiESP-Bilansowanie).

Oferta bilansująca redukcji obciążania JG

Oa

, analogicznie jak dla JG

Wa

, będzie składała się z dwóch

części:

•

Części handlowej – zawierającej dane handlowe określające możliwości i uwarunkowania

handlowe redukcji obciążenia w każdej godzinie doby handlowej.

•

Części technicznej – zawierającej dane techniczne określające możliwości i uwarunkowania

techniczne redukcji obciążenia dotyczące wszystkich godzin doby handlowej.

Wymiana danych (USE, oferty bilansujące) pomiędzy operatorami rynku poszczególnych JG

Oa

i OSP

będzie odbywała się w formie dokumentów elektronicznych systemem WIRE. Zgłoszenie oferty

OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO ELEKTROENERGETYCZNEGO

Strona

6

z

8

bilansującej redukcji obciążenia – części handlowej oraz części technicznej dla JG

Oa

będzie opcjonalne

i będzie mogło być dokonywane codziennie, dla doby n w godzinach od 9.00 do 14.30 doby n-1.

Podstawowe dane przekazywane OSP w części handlowej oferty bilansującej redukcji obciążenia to:

•

Cena za uruchomienie redukcji obciążenia JG

Oa

.

•

Planowana wielkość poboru mocy przez JG

Oa

w poszczególnych godzinach doby.

•

Pasma mocy redukcji obciążania określone z dokładnością do 1 MW wraz z odpowiadającymi

im cenami ofertowymi redukcji (przedział cen od 70 do 1500 zł/MWh), rosnącymi

w kolejnych pasmach oferty. Dla każdej godziny doby liczba pasm ofertowych nie może być

większa niż dziesięć.

Podstawowe dane przekazywane OSP w części technicznej oferty bilansującej redukcji obciążenia to:

•

Współczynniki odciążania/dociążania JG

Oa

, czyli maksymalna szybkość zmiany wielkości

redukcji obciążenia wyrażona w MW/min.

•

Minimalny czas trwania redukcji.

•

Dane charakterystyk uruchamiania redukcji obciążenia, obejmujące: (i) minimalny czas, po

którym może nastąpić uruchamianie redukcji obciążenia po zakończeniu poprzedniej

redukcji obciążenia oraz (ii) czas od rozpoczęcia uruchamiania redukcji obciążenia do

osiągnięcia zdolności do zrealizowania redukcji zgodnie z danymi handlowo-technicznymi

oferty bilansującej redukcji obciążenia.

Proces weryfikacji zgłoszeń danych handlowych i technicznych dla JG

Oa

co do zasady będzie

analogiczny jak obecnie realizowany proces w tym zakresie dla Jednostek Grafikowych Wytwórczych

aktywnych.

4.3.

Zasady wyznaczania pozycji kontraktowych dla JG odbiorczych aktywnych

Zgodnie z procedurami rozliczeń ilościowych i wartościowych na RB, dla każdej jednostki grafikowej

dla każdej godziny doby handlowej jest wyznaczana pozycja kontraktowa deklarowana (ED),

zweryfikowana (EZ), skorygowana (ES) oraz rzeczywista ilość dostaw energii elektrycznej (ER).

Wielkość ujemna ED, EZ, ES i ER oznacza odbiór energii z rynku bilansującego, a wielkość dodatnia

dostawę energii na rynek bilansujący.

Pozycja kontraktowa deklarowana (ED) będzie wyznaczana dla każdej JG

Oa

dla każdej godziny doby

handlowej jako suma (z dokładnością do znaku) wszystkich przyjętych do realizacji na RBN (EP

RBN

)

oraz przyjętych do realizacji na RBB (EP

RBB

) ilości dostaw energii elektrycznej w ramach USE tej JG

Oa

dla danej godziny doby:

ED = EP

RBN

+ EP

RBB

Pozycja kontraktowa zweryfikowana (EZ) będzie wyznaczana dla każdej JG

Oa

dla każdej godziny doby

handlowej w następujący sposób:

•

Jeżeli została przekazana oferta bilansująca redukcji obciążenia dla JG

Oa

i jednocześnie została

ona przyjęta przez OSP w procesie weryfikacji zgłoszeń danych handlowych i technicznych, to

pozycja kontraktowa zweryfikowana JG

Oa

dla danej godziny będzie równa planowanej w tej

godzinie wielkości poboru mocy przez JG

Oa

(PD>0) ze znakiem przeciwnym:

EZ = -PD

OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO ELEKTROENERGETYCZNEGO

Strona

7

z

8

•

W przeciwnym przypadku pozycja kontraktowa zweryfikowana dla danej godziny będzie

równa pozycji kontraktowej deklarowanej dla tej godziny:

EZ = ED

Pozycja kontraktowa skorygowana (ES) będzie wyznaczana dla każdej JG

Oa

dla każdej godziny na

podstawie danych ustalonych w trakcie planowania pracy systemu elektroenergetycznego,

w następujący sposób:

•

Jeżeli pozycja EZ będzie większa niż rzeczywista ilość dostaw energii (ER), czyli rzeczywisty

odbiór energii będzie większy niż planowana wielkość poboru (EZ ≥ ER), to pozycja

kontraktowa skorygowana będzie równa pozycji kontraktowej zweryfikowanej:

ES = EZ

•

W przeciwnym przypadku pozycja kontraktowa skorygowana będzie równa sumie

zweryfikowanej ilości dostaw (EZ < 0) oraz operatywnej ilości dostaw energii ESRO (ESRO > 0)

wynikającej z ustalonej w ostatniej wersji planu BPKD wielkości redukcji obciążenia,

ograniczonej do rzeczywistej wielkości realizacji polecenia OSP:

ES = EZ + min(ESRO, ER - EZ)

Wielkość ESRO dla JG

Oa

w danej godzinie doby handlowej będzie wyznaczana jako suma

operatywnych ilości dostaw energii przez JG

Oa

wynikających z ustalonej w ostatniej wersji

planu BPKD wielkości redukcji obciążenia w poszczególnych okresach 15-minutowych

godziny.

Rzeczywista ilość dostaw energii (ER) dla JG

Oa

będzie wyznaczana według obecnych zasad

wyznaczania rzeczywistych ilości dostaw energii dla JG

O

i JG

Wa

, na podstawie pomiarów przepływów

energii w FPP (Fizycznych Punktach Pomiarowych) oraz algorytmów wyznaczania dla MD (Miejsc

Dostarczania Energii Elektrycznej) i algorytmów agregacji dla MB (Miejsc Dostarczania Energii

Elektrycznej Rynku Bilansującego).

4.4.

Zasady rozliczeń ilościowych i wartościowych dla JG odbiorczych aktywnych

Przedmiotem rozliczenia JG

Oa

na RB jest energia bilansująca nieplanowana (

∆

EDZ = ED-EZ,

∆

ESR =

ES-ER) oraz energia bilansująca planowana (

∆

EZS = EZ-ES), dostarczona albo odebrana przez JG

Oa

na

RB w poszczególnych godzinach doby handlowej oraz koszt uruchomienia redukcji obciążenia.

Rozliczenie energii bilansującej nieplanowanej (EBN) w danej godzinie doby handlowej będzie

odbywało się według obecnych zasad stosowanych na RB, tj. dla energii EBN dostarczonej przez JG

Oa

na RB wg ceny rozliczeniowej odchylenia zakupu CRO

Z

, natomiast dla energii EBN odebranej przez

JG

Oa

z RB wg ceny rozliczeniowej odchylenia sprzedaży CRO

S

.

Rozliczenie energii bilansującej planowanej (EBP) dostarczonej przez JG

Oa

na RB w danej godzinie

doby będzie odbywało się na podstawie cen rozliczeniowych korekty pozycji kontraktowej (CRK)

określanych dla danej godziny doby handlowej, dla poszczególnych pasm przyjętej oferty bilansującej

redukcji obciążenia JG

Oa

. Cena CRK dla danej godziny doby i dla danego wykorzystanego pasma oferty

bilansującej redukcji obciążenia JG

O

aktywnej będzie wyznaczana według następujących zasad:

•

W przypadku, gdy cena ofertowa za redukcję obciążenia wykorzystanego pasma oferty

bilansującej redukcji obciążenia w danej godzinie będzie mniejsza od ceny CRO obowiązującej

w tej godzinie lub równa cenie CRO, to cena CRK będzie równa cenie CRO.

OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO ELEKTROENERGETYCZNEGO

Strona

8

z

8

•

W przypadku, gdy cena ofertowa za redukcję obciążenia wykorzystanego pasma oferty

bilansującej redukcji obciążenia w danej godzinie będzie większa od ceny CRO obowiązującej

w tej godzinie, to cena CRK będzie równa cenie ofertowej.

W ramach rozliczenia kosztów uruchomień redukcji obciążenia JG

Oa

będą uwzględniane

uruchomienia spełniające następujące warunki: 1) uruchomienie redukcji obciążenia zostało

wykonane na polecenie OSP, 2) po zakończeniu uruchomienia redukcji zrealizowana została redukcja

obciążenia zgodnie z poleceniem OSP. Rozliczenia kosztów uruchomień redukcji obciążenia JG

Oa

będą

dokonywane na podstawie cen za uruchomienie tych JG

Oa

określanych dla każdej doby w ofercie

bilansującej redukcji obciążenia – część handlowa, przy czym tak wyznaczona należność będzie

pomniejszona o przychód odbiorcy z rozliczenia energii bilansującej planowanej ponad wartość

redukcji wynikającą z cen ofertowych.

Okresy rozliczeniowe będą zgodne z obecnymi okresami stosowanymi na RB dla rozliczeń energii

(dekada) oraz uruchomień (miesiąc kalendarzowy).

5.

Podsumowanie i dalsze kroki

Doświadczenia rynków dobrze rozwiniętych wskazują, że wdrożenie aktywnego udziału w RB

odbiorców posiadających odbiory sterowalne, pozwala na zmniejszenie kosztów bilansowania

systemu elektroenergetycznego oraz na przeciwdziałanie sile rynkowej wytwarzania. W szczególnym

przypadku braku wystarczających mocy w systemie koszt redukcji obciążenia odbiorów sterowalnych,

liczony całościowo, jest dużo niższy niż koszt odłączenia/redukcji odbiorców, których procesy

produkcyjne nie są do tego dostosowane.

Obecny model rynku, nie daje możliwości uzyskania pełnych korzyści z wdrożenia analizowanego

rozwiązania. Pełne korzyści mogą być osiągnięte w modelu z lokalizacyjną wyceną towarów i usług,

opartym na uwzględnianiu ograniczeń poprzez zastosowanie modeli rozpływu mocy. Zatem

kontynuowanie prac nad wdrożeniem analizowanego rozwiązania w obecnym modelu rynku będzie

przede wszystkim zależało od wyników ankiety nt. zainteresowania tymi rozwiązaniami odbiorców,

a także od wyników analiz OSP dotyczących określenia maksymalnej możliwej wielkości redukcji

obciążenia w poszczególnych lokalizacjach systemu, która zapewni neutralność tej redukcji względem

stosowanego obecnie mechanizmu modelowania ograniczeń sieciowych. Zostaną też uwzględnione

złożoność oraz koszty dostosowania obecnego modelu.

W kolejnym kroku, po wyrażeniu zainteresowania proponowanymi rozwiązaniami przez odbiorców

oraz pozytywnym wyniku wskazanych powyżej analiz, konieczne będzie wdrożenie szczegółowych

zmian w aktach wykonawczych do ustawy - Prawo energetyczne. W szczególności będą musiały

zostać zaktualizowane przepisy dotyczące sposobu bilansowania systemu elektroenergetycznego

o zasady uwzględniania w tym procesie ofert bilansujących redukcji obciążenia. Ponadto

zaproponowane rozwiązanie będzie musiało uzyskać akceptację URE, m.in. poprzez zatwierdzenie

przez Prezesa URE zmian do Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.

Ostatnim elementem niezbędnym do wdrożenia aktywnego udziału odbiorców w RB będzie

dostosowanie systemów informatycznych OSP i odbiorców zainteresowanych aktywnym udziałem

w RB (w tym SOWE i WIRE), a także wprowadzenie odpowiednich zapisów w umowach przesyłania.