NON NOCERET OGÓLNE UWAGI DO PROPOZYCJI ZMIAN W ZASADACH ROZLICZEŃ RYNKU BILANSUJĄCEGO

Transkrypt

1 Dr inż. Andrzej Kądzielawa Politechnika Warszawska Instytut Elektronenergetyki NON NOCERET OGÓLNE UWAGI DO PROPOZYCJI ZMIAN W ZASADACH ROZLICZEŃ RYNKU BILANSUJĄCEGO PSE SA usilnie forsowały własną koncepcję rynku bilansującego i świadomie podjęły ryzyko jego wdrożenia. Generalnie przedsięwzięcie okazało się kontrowersyjne z punku widzenia ponoszonych kosztów, gdyż przynosi wielomilionowe straty. W związku z powyższym nie budzą zdziwienia podejmowane przez OSP działania interwencyjne. Problem jednak jest w tym, czy są to działania nie kolidujące z obowiązującymi regulacjami prawnymi, nie naruszają przyjętych standardów rynkowych oraz czy są adekwatne i skuteczne. WSTĘP Ostatnie kilka tygodni to wzmożona dyskusja nad najistotniejszym segmentem rynku energii, jakim jest rynek bilansujący (RB). Z prezentowanych materiałów opracowanych przez OSP [3]-[4] i ekspertów zewnętrznych [5], wyłania się wieloznaczny obraz rynku bilansującego. Od strony koncepcyjnej jest on przedstawiany i oceniany pozytywnie, jako rozwiązanie o prawidłowych zasadach, świadomie wprowadzone, którego wdrożenie było poprzedzone dogłębnymi analizami merytorycznej poprawności oraz okresem intensywnych półrocznych testów. Od strony skutków jego funkcjonowania ocena nie jest jednoznaczna, gdyż przyznaje się, że RB nie działa zgodnie z oczekiwaniami i wymagane są korekty. Bezpośrednim uzasadnieniem postulowanych zmian jest argumentacja drastycznego wzrostu kosztów ograniczeń systemowych, co powoduje powstawanie wielomilionowych miesięcznych strat u OSP. Aktualnie koszty ograniczeń są przenoszone w taryfie PSE jedynie w części uznanej przez URE za uzasadnioną. Korekta, eufemicznie nazywana ewolucyjnym projektem rozwoju RB, dotyczy zmian zasad rozliczania odchyleń energii bilansującej. Proponowane jest zróżnicowanie ceny rozliczeniowej odchylenia (CRO), które ma skutkować dodatkowymi przychodami dla OSP, zmniejszając tym samym jego straty będące wynikiem wzrostu kosztów ograniczeń systemowych. Reasumując, hasło - rynek tak, wypaczenia nie! dobrze oddaje intencje OSP jako inicjatora i realizatora koncepcji RB. Szkoda, że przeprowadzona diagnoza stanu funkcjonowania RB jest jednostronnie sprowadzona do skutków finansowych OSP, a proponowane zmiany są dalece wątpliwe w ocenie potencjalnych efektów. Przyjęty przez OSP tok rozumowania nasuwa obawę, że uproszczenie problemu jedynie do zróżnicowania ceny CRO, będzie źródłem dodatkowych komplikacji, a nie skutecznego wyeliminowania istniejących trudności. Gdy głównym źródłem kłopotów są wysokie koszty ograniczeń systemowych, należy nie tylko je pokazywać, ale również analizować w źródłach powstawania. Brak badań czynników i mechanizmów, które skutkują tak wysokim poziomem kosztów, faktycznie eliminuje możliwość efektywnego doboru potencjalnych działań ich redukcji. Podjęta próba zdobycia środków na ich pokrycie, poprzez różnicowanie CRO, jest typowym działaniem eliminacji skutków, a nie przyczyn, z naruszeniem zasad obowiązujących zgodnie z zapisem 20 ust.1 rozporządzenia MG [1], który mówi, że przychody ze sprzedaży energii zamykającej bilans powinny być równe kosztowi jej zakupu. Wymóg ten gwarantuje OSP neutralność finansową w zakresie działalności realizowanej w warunkach monopolu naturalnego. Ponad to budzi zastrzeżenia postawa OSP, który próbuje przenieść koszty ograniczeń systemowych na innych uczestników rynku, bez należytych starań o ich redukcję we własnym zakresie. PROBLEM BILANSOWANIA ENERGII W WARUNKACH RYNKOWYCH

2 Od chwili powstania krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) problem bilansowania w trybie on-line oraz podejmowania działań dostosowawczych do dynamicznie zmieniających się warunków pracy KEE jest najistotniejszym w działalności służb dyspozytorskich. Wprowadzenie mechanizmów rynkowych nie zmieniło istoty procesów techniczno-technologicznych, aczkolwiek uczyniło je jeszcze bardziej skomplikowanymi i obarczyło wyższym poziomem ryzyka. Świadomość wprowadzonych zmian jest bardzo istotna, gdyż rynek bilansujący funkcjonujący w cyklu dobowo-godzinowym to segment, w którym następuje konfrontacja bieżących możliwości technicznych systemu elektroenergetycznego z wymaganiami zawieranych w różnym czasie umów handlowych. Wzajemne relacje pomiędzy procesami decyzyjnymi o charakterze handlowym oraz fizyczno-technicznym, podlegające zasadom gry rynkowej stanowią jego specyfikę. Konieczność uwzględnienia występujących uwarunkowań i ograniczeń, charakteryzujących się różnymi zakresami oddziaływania i relatywnie zmienną hierarchią, skutkuje nie tylko technicznymi, ale również ekonomicznymi konsekwencjami, dla pozostałych segmentów rynkowych i wszystkich uczestników rynku energii. Uruchomienie RB wprowadziło rynkowy mechanizm alokacji i wyceny kosztów energii bilansującej oraz ograniczeń systemowych. Tym samym zmienione zostały warunki i zasady zachowań ich uczestników. Uważa się, że merytorycznie najistotniejszą i najcenniejszą zmianą zastosowaną w rozwiązaniach RB jest wprowadzenie mechanizmów rynkowych do problematyki bilansowania energii. Dzięki niej możliwe stało się swobodne zawieranie kontraktów pomiędzy uczestnikami rynku oraz rynkowa wycena energii bilansującej i kosztów ograniczeń systemowych. Swoboda kontraktowania energii spowodowała, że czynnymi uczestnikami są wszyscy uczestnicy rynku, wytwórcy i odbiorcy hurtowi (aczkolwiek oferty OHT reprezentujących spółki dystrybucyjne zawierają jedynie składnik ilościowy, bez składnika cenowego). RB stworzył możliwość synchronicznego zawierania kontraktów kupna/sprzedaży w ramach różnych segmentów rynku energii, których realizacja jest rozliczana w cyklu godzinowym. Zgodnie z przyjętymi zasadami OSP - za pośrednictwem procesu ofertowego, jest informowany o poziomie zawartych kontraktów. W pierwszym etapie bilansowania zawartych umów handlowych popytu i podaży, nie jest uwzględniany wpływ technicznych ograniczeń systemowych. Równoważenie salda bilansu następuje poprzez wykorzystanie parametrów redukcyjnych lub przyrostowych ofert wytwórców, a cena rozliczeniowa odchylenia (CRO), po której rozliczani są odbiorcy, jest wyznaczana jako średnia ważona wartości ofertowych. Ten sposób rozliczeń przenosi na uczestników rynku koszty energii bilansującej systemu, bez uwzględniania kosztów ograniczeń systemowych. Koszty ograniczeń, w części uznanej za uzasadnione, są przenoszone w taryfie przesyłowej PSE. Przyjęty sposób bilansowania i rozliczeń jest logicznie poprawny i spójny. Wykorzystuje on wszystkie cechy mechanizmów rynkowych, jest transparentny, generuje prawidłowe sygnały rynkowe w postaci cen, gwarantuje neutralność finansową OSP. Jednak zdaniem OSP należy wprowadzić korekty dlatego, gdyż między innymi, nie dyscyplinuje on uczestników w planowaniu obrotu oraz umożliwia prowadzenie spekulacyjnej gry rynkowej. Argumentacja OSP proponowanych zmian wykorzystująca stawiane zarzuty świadczy o braku zrozumienia dozwolonych zachowań uczestników rynku. Kwestionując swobodę kontraktowania, kupna/sprzedaży przez uczesztników, podważa się zasadność wprowadzonych mechanizmów rynkowych. Jeżeli SD ma możliwość zakupienia energii po niższych cenach na RB, niż w innym segmencie rynku energii, to nie należy się dziwić, że ją wykorzystuje. Jeżeli wytwórca jest świadom, że dana JGCD mędzie musiła być uruchomiona z tytułu ograniczeń systemowych, to jesne jest, że nie jest on zainteresowany wcześniejszym kontraktowaniem jej pracy. Tego typu działania realizowanego na własne ryzyko są w pełni uprawnione to na tym polegaja funkcjonowanie na rynku. W efekcie problemem staje się nie poprawność działania zastosowanych mechanizmów, lecz zasadność ich zastosowania do zagadnień bilansowania systemu w ogóle. Jednak tego typu wątpliwości zostały rozstrzygnięte z chwilą zatwierdzenia przez Zarząd PSE zasad RB i podjęcia decyzji o ich realizacji. ŹRÓDŁA KOSZTÓW OGRANICZEŃ SYSTEMOWYCH I MECHANIZM ICH WYCENY O poziomie ograniczeń systemowych decydują takie techniczne cechy urządzeń oraz układów technologicznych systemu elektroenergetycznego jak elastyczność, dyspozycyjność, przepustowość, dopuszczalne zakresy obciążeń i regulacji oraz wzajemne relacje ograniczające swobodne ich wykorzystanie. Źródła ograniczeń systemowych identyfikuje się jako elektrowniane za, które odpowiadają wytwórcy energii oraz sieciowe - za, które odpowiada OSP. Do drugiej grupy zalicza się: - ograniczenia systemowe sieciowe wynikające z możliwości pracy sieci przesyłowej NN/WN, 2

3 - ograniczenia systemowe - wynikające z konieczności dotrzymania wymaganego poziomu rezerw mocy, - ograniczenia systemowe - wynikające z dotrzymywania wymaganych parametrów jakościowych energii elektrycznej, - ograniczenia systemowe - wynikające z realizacji wskazań algorytmu optymalizacji rozdziału obciążeń jednostek generacyjnych (moduł LPD). Aktualnie procentowy rozkład kosztów ograniczeń systemowych kształtuje się następująco: ograniczenia elektrowniane, za które odpowiada wytwórca około 11-15%, ograniczenia za które odpowiada OSP 85-89%. Na poziomie operatywnego bilansowania ograniczenia systemowe są widoczne jako moc/energia, która musi być wprowadzona do systemu elektroenergetycznego lub zredukowania w konkretnych węzłach generacyjnych, w stosunku do zawartych kontraktów handlowych. Ponadto OSP zmuszony jest uwzględniać w bilansowaniu nie tylko zgłoszenia USE, lecz również generację wynikającą z zobowiązań będących konsekwencją regulacji prawnych, np. obowiązek zakupu energii generowanej w skojarzeniu przez elektrociepłownie zawodowe. Konieczność wprowadzenia do podstawy bilansowania zobowiązań OSP wymaga wykupu, na zasadach rynkowych miejsca w części podażowej RB. Do zbilansowania systemu z uwzględnieniem zobowiązań i ograniczeń systemowych dochodzi się poprzez zredukowanie generacji w jednostkach wytwórczych ekonomicznie najtańszych, a jej zwiększenie w jednostkach z reguły znacznie droższych, których działanie jest wymuszone względami bezpieczeństwa pracy systemu lub koniecznością dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej. Różnica w koszach zakupu energii bilansującej bez uwzględniania ograniczeń systemowych i z ich uwzględnieniem stanowią ich rynkową wycenę. Koszty ograniczeń systemowych jakie ponosi OSP zależą nie tylko od ich poziomu technicznego, ale również mechanizmu ich wyceny! Różnica w kosztach bilansowania systemu bez zobowiązań i ograniczeń systemowych oraz z ich uwzględnieniem jest przenoszona na uczestników rynku w taryfie PSE. Przedstawiony mechanizm pokazuje, że uzyskana swoboda zawierania kontraktów oraz rynkowa wycena ograniczeń systemowych i energii bilansującej skutkuje ujawnieniem kosztów OSP z tytułu prowadzenia ruchu KSE, co jest jego niewątpliwą zaletą. Jednak przyjęty sposób przenoszenia kosztów ograniczeń systemowych okazał się nie efektywny. GŁÓWNE CZYNNIKI WZROSTU KOSZTÓW OGRANICZEŃ SYSTEMOWYCH Podstawowymi czynnikami w aspekcie technicznym wzrostu kosztów usług systemowych i działań dostosowawczych, umożliwiających zbilanowanie systemu z uwzględnieniem ograniczeń jest rezygnacja z regulacji ARCM oraz zastosowanie modułu LPD o dobowym horyzoncie czasowym optymalizacji rozdziału obciążeń JWCD. Rezygnacja z ARCM to większe ryzyko odchyleń i błędu w bilansowaniu systemu on-line. Natomiast moduł LPD działając jedynie w zakresie jednej doby nie jest w stanie w pełni uwzględnić ciągłości skutków ograniczeń systemowych, które pojawiają się w dłuższym horyzoncie czasowym. Tym samym wyniki optymalizacji są obciążone niskim poziomem precyzji. Efektem tego stanu są wzmożone interwencyjne polecenia dyspozytorskie, których realizacja zwiększa koszty ograniczeń systemowych. Moduł LPD byłby znacznie efektywniejszy, gdyby KSE był wyposażony w jednostki generacyjne o znacznie wyższej elastyczności ruchowej. Rynek bilansujący pośrednio wykazał, że struktura sieci przesyłowej NN/WN nie jest dostosowana do prowadzenia ruchu SEE według sygnałów rynkowych. Obecnie co raz częściej spółki dystrybucyjne ignorują wymagania koordynacji pracy sieci WN, rozcinając połączenia pomiędzy regionalnymi systemami sieciowymi. W efekcie redukują własne koszty strat przesyłowych, narażając pozostałe spółki na dodatkowy ich wzrost. Zmiany struktury systemu przesyłowego powodują zmiany rozpływów mocy, które mogą wymagać interwencji służb dyspozytorskich w zakresie zmian generacji, co wpływa na koszty funkcjonowania RB. Realizacja zobowiązań OSP w zakresie zakupu energii generowanej w skojarzeniu od EC skutkuje znacznym wzrostem kosztów dla OSP. Łącznie obrót energią interwencyjną przy zakupach energii od EC przekraczał 16% całkowitego obrotu energią w ramach tzw. rynku systemowego. Jest to znacznie więcej, w stosunku do wielkości zakładanych przy jego wdrożeniu ( analizy PSE z ). Tak wysoki czynny udział PSE w rynku energii, poza umowami KDT, nie był przewidywany w ocenach kosztów bilansowania systemu. 3

4 Brak przygotowania ze strony OSP skutecznych środków zaradczych, umożliwiających reakcje na zachowania uczestników rynku generujące dodatkowe koszty usług systemowych, w sytuacji gdy RB stał się bardzo atrakcyjnym segmenten handlowym. Instrument cen negocjonowanych okazał się niewystarczający. Przyjęto zasady funkcjonowania RB, które nie zawierają mechanizmu wymuszającego redukcje kosztów ograniczeń systemowych. W efekcie np. elektrownie nieelastyczne są promowane dodatkowymi przychodami, a odbiorcy hurtowi mogą wykorzystywać istniejące różnice cenowe podejmując grę rynkową. W pierwszym przypadku jest to demobilizujące, z punktu widzenia zasadności poprawy elastyczności, w drugim zmienia istotę RB z tzw. rynku technicznego na platformę handlową równoważną Giełdzie Energii. Koszty ograniczeń systemowych są wyceniane przez OSP i w części uznanej za uzasadnioną przez URE przenoszone w taryfie PSE. Brak wyodrębnienia i monitoringu składowych poszczególnych czynników kosztów, w celu ustalenia ich wpływu na koszty usług systemowych ogółem, spowodował brak kontroli oraz błędy w ich oszacowaniu, co skutkowało stratami dla OSP. W szczególności konieczne jest ustalenie składników kosztowych wynikających z obowiązku zakupu energii elektrycznej generowanej w skojarzeniu przez EC, odstawień awaryjnych bloków, ich wymuszonego trybu pracy, nieplanowanych przywołań jednostek generacyjnych z rezerwy na polecenie dyspozytorskie itp. PODSUMOWANIE I WNIOSKI KOŃCOWE Aktualne rozwiązanie rynku bilansującego, będące konglomeratem zapożyczeń rozwiązań światowych, umożliwiło rynkową wycenę ograniczeń systemowych i ujawniło koszty jakie ponosi OSP, co jest jego niewątpliwą zaletą. Jednak okazało się, że RB nie posiada żadnego mechanizmu motywującego do ich redukcji, ani zabezpieczeń przed wykorzystywaniem siły rynkowej, czy prowadzenia gry rynkowej przez jego uczestników. W efekcie nastąpił drastyczny wzrost kosztów ograniczeń systemowych, co wzbudziło wątpliwości, czy zastosowanie mechanizmów rynkowych oraz wprowadzenie rozliczeń w cyklu dobowo-godzinowym do zagadnień bilansowania systemu było uzasadnione. Ponieważ wzrost kosztów ograniczeń systemowych nie był spowodowany zmianą technicznych warunków pracy systemu elektroenergetycznego, należy przyjąć, że ponadtaryfowy wzrost kosztów OSP jest skutkiem wprowadzenia mechanizmów rynkowych i zasad rozliczeń. Przyjęty sposób przenoszenia kosztów ograniczeń systemowych okazał się nie efektywny. Należy dążyć do uwzględniania kosztów ograniczeń systemowych na poziomie zawierania kontraktów handlowych przez uczestników rynku energii. Bezpośrednie włączenie kosztów ograniczeń do kosztów zakupu energii będzie silnym bodźcem do ich redukcji. Ponieważ pełna analiza kosztów realizacji kontraktów, tj. zakupu i dostawy energii, wymaga wyznaczenia węzłowych kosztów krańcowych loco odbiorca, niezbędny jest dostęp uczestników rynku do pełnych informacji o stanie i planowanych warunkach pracy systemu. OSP powinien umożliwić udostępnianie tych informacji wszystkim zainteresowanym uczestnikom rynku. Należy monitorować i kontrolować poszczególne czynniki kosztów ograniczeń systemowych, w celu eliminowania ich wzrostu ponad poziom ustalony w taryfie PSE oraz przyjęcia za generalną zasadę przestrzeganie reguły, że każdy z uczestników RB powinien ponosić ryzyko i skutki finansowe wynikające z własnych działań. Koszty ograniczeń powinny być alokowane u tego, który odpowiada za ich powstanie i ma wpływ na ich redukcję. Ta reguła powinna obowiązywać wszystkich uczestników rynku, wytwórców, OSP oraz odbiorców, jeżeli ich działania skutkują ich wzrostem. Przenoszenie kosztów własnych błędów lub skutków własnych ograniczeń na innych, a tym bardziej na odbiorców końcowych powinno być kontrolowane i ograniczane do minimum. Celem redukcji kosztów bilansowania systemu OSP powinien rozważyć podjęcie następujących działań: 4

5 - uporządkować problem rozliczania wytwórców z energii oddawanej do sieci przesyłowej wprowadzając rozliczenia netto, czyli energii wprowadzonej do sieci, a nie produkcji ogółem brutto. Rozliczenia powinny dotyczyć nie indywidualnej generacji bloku, lecz energii odddanej do systemu na danym poziomie napięcia. Rozliczanie indywidualne jednostek generacyjnych jest słuszne jedynie w rynku typu pool. Zmiana ta zdyscyplinuje i zmobilizuje wytwórców do redukcji ograniczeń na poziomie elektrowni. - wymusić koordynację pracy lokalnych sieci WN w spółkach dystrybucyjnych, gdyż jest to kluczowy czynnik zmian rozpływów mocy, a tym samym kosztów sieciowych ograniczeń systemowych. - w maksymalnym stopniu wykorzystać grafikowanie jednostek objętych KDT przy planowaniu dobowym (PKD), w celu ograniczenia tzw. generacji wymuszonej względami sieciowymi (GWS). - zweryfikować istniejące procedury kontraktowania (GWS). Terminowo zakontraktować produkcję energii na poziomie gwarantującym prawidłową pracę systemu, u tych wytwórców, którzy z racji lokalizacji w systemie mogliby wykorzystać swoją pozycję rynkową. W ten sposób ograniczy się ilość energii na RB poddawanej rynkowej wycenie. - powiązać świadczenie przez wytwórców usług systemowych regulacyjnych z oferowaną produkcją energii elektrycznej. W ten sposób będzie możliwe ograniczenie przywoływania jednostek generacyjnych wyłącznie ze względów potrzeb regulacyjnych. Należy zdjąć z OSP obowiązek zakupu energii generowanej w skojarzeniu powyżej 25% zakupu SD. To EC powinny poszukiwać odbiorców dla swojej energii i stać się bardziej aktywnymi uczestnikami rynku, wtedy bardziej będą zainteresowanej obniżeniem jej kosztów. Oczywiście należy wspierać wszystkie próby redukowania strat kumulowanych u OSP, z tytułu wysokich kosztów ograniczeń systemowych. Jednak trudno jest zaakceptować propozycje, które nie są zgodne z obowiązującymi regulacjami prawnymi, różnicują uczestników rynku - gdyż konsekwencjami zmian będą obciążeni odbiorcy hurtowi, nie mają bezpośredniego związku z ponoszonymi kosztami ograniczeń systemowych oraz mogą hamować dostęp i rozwój rynku potencjalnym użytkownikom (TPA). Zasady, jeżeli są logicznie spójne, przejrzyste, akceptowane prawnie, powinny być chronione ze szczególną starannością non noceret, gdyż znacznie łatwiej jest stracić niż odzyskać - przede wszystkim zaufanie! Literatura [1] Rozporządzenie MG z dnia w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (Dz. U.Nr 85, poz.957). [2] M.Zerka Kierunki rozwoju rynku bilansującego w Polsce. Projekty zmian w zasadach rozliczeń z tytułu odchyleń od pozycji kontraktowej. Strona internetowa CIRE, 25 maja [3] Komunikat OSP. Etap I planowanych zmian zasadach rozliczeń rynku bilansującym energii elektrycznej w Polsce. Różnicowanie cen rozliczeniowych energii bilansującej nieplanowanej. Strona internetowa CIRE, 20 maja 02. [4] Informacja na temat aktualnego stanu funkcjonowania dobowo-godzinowego rynku bilansującego energii elektrycznej. PSE S.A. Warszawa, kwiecień [5] Ocena działania Rynku Bilansującego oraz proponowane zmiany do zasad i procedur jego działania. TGPE, marzec