CENOTWÓRSTWO NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ. CENY WĘZŁOWE NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I ENERGETYKA ROZPROSZONA.

Transkrypt

1 P O L I T E C H N I K A Ś L Ą S K A WYDZIAŁ ELEKTRYCZNY INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI I STEROWANIA UKŁADÓW CENOTWÓRSTWO NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ. CENY WĘZŁOWE NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I ENERGETYKA ROZPROSZONA. Roman KORAB Konwersatorium Inteligentna energetyka Gliwice, 26 maja 29 roku

2 Dwa modele rynku energii elektrycznej: model miedzianej płyty i model cen węzłowych LMP Model miedzianej płyty Brak współdziałania praw ekonomii (prawa popytu i podaży) z prawami elektrotechniki (prawami rządzącymi rozpływem mocy) Pomijanie ograniczeń sieciowych przy zawieraniu transakcji handlowych Model cen węzłowych LMP Łączne funkcjonowanie praw ekonomii i praw elektrotechniki Uwzględnianie ograniczeń sieciowych przy zawieraniu transakcji handlowych

3 Cena węzłowa definicja i interpretacja fizykalna Krótkookresowa cena węzłowa energii elektrycznej (Locational Marginal Price LMP) jest równa krótkookresowemu kosztowi krańcowemu (Short Run Marginal Cost SRMC). Krótkookresowy koszt krańcowy energii elektrycznej w danym węźle sieci jest równy minimalnej zmianie całkowitego kosztu wytwarzania energii w SEE spowodowanej zmianą zapotrzebowania w tym węźle, przy czym zakłada się stałość mocy wytwórczych źródeł i przesyłowych sieci. LMP i = SRMC i = K (P P Li G ) c G1 c G2 c G3 c G1 c G2 c G3 P G1 G1 P G2 G2 P G3 G3 P G1 + P G1 P G2 + P G2 P G3 + P G3 G1 G2 G3 L1 P L1 P L2 P L3 L2 L3 P L1 + P L1 L1 P L2 L2 P L3 L3 LMP L1 = K 2 (P G ) K 1 (P G ) Krótkookresowa cena węzłowa LMP jest najniższą możliwą ceną energii w danym węźle sieci, wyznaczoną z uwzględnieniem fizycznych ograniczeń związanych z jej dostawą.

4 Zasada działania modelu miedzianej płyty (1) Schemat systemu testowego Efekt działania modelu miedzianej płyty

5 Zasada działania modelu miedzianej płyty (2) Schemat systemu testowego Efekt działania modelu miedzianej płyty

6 Zasada działania modelu miedzianej płyty (3) Schemat systemu testowego Efekt działania modelu miedzianej płyty

7 Model cen węzłowych LMP iteracyjne dochodzenie do stanu optymalnego stan wyjściowy Krok 1 Krok 3 Krok 2 Efekt działania modelu cen węzłowych LMP

8 Model cen węzłowych LMP iteracyjne dochodzenie do stanu optymalnego krok 1 Krok 1 Krok 3 Krok 2 Efekt działania modelu cen węzłowych LMP Jednostkowe [zł/mwh] opłaty za energię (CE) i jej dostawę (SO) dla odbiorcy przyłączonego do węzła 11 Kolejny krok Krok 1 Wytwórca 1 CE SO Suma 9, 5,83 95,83 Wytwórca 7 CE SO Suma 5, 86,1 136,1

9 Model cen węzłowych LMP iteracyjne dochodzenie do stanu optymalnego krok 2 Krok 1 Krok 3 Krok 2 Efekt działania modelu cen węzłowych LMP Jednostkowe [zł/mwh] opłaty za energię (CE) i jej dostawę (SO) dla odbiorcy przyłączonego do węzła 11 Kolejny krok Krok 1 Krok 2 Wytwórca 1 CE SO Suma 9, 5,83 95,83 9, 6, 96, Wytwórca 7 CE SO Suma 5, 86,1 136,1 5, 81,6 131,6

10 Model cen węzłowych LMP iteracyjne dochodzenie do stanu optymalnego krok 3 Krok 1 Krok 3 Krok 2 Efekt działania modelu cen węzłowych LMP Jednostkowe [zł/mwh] opłaty za energię (CE) i jej dostawę (SO) dla odbiorcy przyłączonego do węzła 11 Kolejny krok Krok 1 Krok 2 Krok 3 Wytwórca 1 CE SO Suma 9, 5,83 95,83 9, 6, 96, 9, 6,17 96,17 Wytwórca 7 CE SO Suma 5, 86,1 136,1 5, 81,6 131,6 5, 76,26 126,26

11 Model cen węzłowych LMP iteracyjne dochodzenie do stanu optymalnego krok 4 Krok 1 Krok 3 Krok 2 Efekt działania modelu cen węzłowych LMP Jednostkowe [zł/mwh] opłaty za energię (CE) i jej dostawę (SO) dla odbiorcy przyłączonego do węzła 11 Kolejny krok Krok 1 Krok 2 Krok 3 Efekt Wytwórca 1 CE SO Suma 9, 5,83 95,83 9, 6, 96, 9, 6,17 96,17 9, 6,49 96,49 Wytwórca 7 CE SO Suma 5, 86,1 136,1 5, 81,6 131,6 5, 76,26 126,26 5, 46,49 96,49

12 Model miedzianej płyty i model cen węzłowych LMP przykład klęski i sukcesu przyjętego modelu rynku (1) Model miedzianej płyty Kalifornia Podział pionowo zintegrowanych przedsiębiorstw elektroenergetycznych Opłata pokrywająca koszty osierocone Możliwość wejścia na rynek nowych wytwórców energii Giełda energii CALPX Niezależny operator systemu CAISO Możliwość zmiany dostawcy energii przez odbiorców detalicznych Zamrożenie cen energii dla odbiorców detalicznych System opłat przesyłowych kształtowany metodą znaczka pocztowego Model cen węzłowych LMP system PJM Całość procesów rynkowych zarządzana przez niezależnego operatora systemu przesyłowego prognozowanie zapotrzebowania, koordynacja pracy jednostek wytwórczych, zarządzanie zawartymi kontraktami, prowadzenie mechanizmu bilansującego, prowadzenie rynków towarzyszących, monitorowanie pracy systemu, planowanie rozwoju sieci. Krótkookresowe ceny węzłowe LMP podstawą do rozliczeń na rynku energii Dwuetapowy system rozliczeń w mechanizmie bilansującym (rynek dnia następnego i rynek czasu rzeczywistego) Rynek zdolności wytwórczych Instrumenty zabezpieczające uczestników rynku przed ryzykiem wynikającym ze zmienności cen węzłowych LMP

13 Model miedzianej płyty i model cen węzłowych LMP przykład klęski i sukcesu przyjętego modelu rynku (2) Kryzys kalifornijski 2 21 Główne przyczyny: brak wystarczającej ilości mocy zainstalowanej w źródłach wytwórczych, znacząca rozbieżność między hurtowymi i detalicznymi cenami energii elektrycznej, brak elastyczności popytu na rynku hurtowym. Najważniejsze efekty: bardzo wysokie hurtowe ceny energii elektrycznej (377 $/MWh XII.2r.), narastające problemy finansowe przedsiębiorstw dostarczających energię odbiorcom taryfowym (1 mld $ strat), częste stany zagrożenia bezpiecznej pracy oraz awarie systemu. Sytuacja po zdarzeniu: bankructwo giełdy CALPX, zawieszenie mechanizmów rynku, podjęcie prac nad nowym modelem rynku (planowane wdrożenie 29 r.). Blackout 23 Główne przyczyny: awaryjne wyłączenie linii przesyłowej w północnym Ohio, kaskadowe wyłączenia kolejnych linii, wyłączenia kilku dużych jednostek wytwórczych. Najważniejsze efekty: 5 mln osób na terenie 8 stanów USA i 2 prowincji kanadyjskich bez zasilania, 62 GW wyłączonej mocy, 35 GWh niedostarczonej energii. Sytuacja po zdarzeniu: 1.X.24 r. przystąpienie do PJM przedsiębiorstw Commonwealth Edison, American Electric Power (AEP) oraz Dayton Power & Light, 1.I.25 r. przyłączenie Duquesne Light (spółka obsługująca Pitsburg), 1.V.25 r. przyłączenie przedsiębiorstwa Dominion (stany Wirginia i Karolina Płn.)

14 Kryzys kalifornijski oraz północnoamerykański blackout najważniejsze wnioski z zaistniałych zdarzeń (*) Rynki, na których przeważają transakcje typu spot (giełdowe) są bardziej narażone na możliwość manipulacji, niż rynki, na których dominują transakcje dwustronne. Rynki, na których funkcjonuje osobny segment zdolności wytwórczych są w mniejszym stopniu narażone na deficyt mocy wytwórczych. Konieczne jest przyjęcie długookresowej strategii rozwoju, której głównym celem jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii po umiarkowanej cenie. Strategia ta powinna obejmować: działania prowadzące do zmniejszenia elektrochłonności, rozwój generacji rozproszonej, w tym źródeł odnawialnych, zapewnienie wystarczającego poziomu rezerw mocy oraz modernizację sieci. W celu minimalizacji ryzyka zaistnienia blackoutu, konieczna jest kontynuacja obserwowanego od ponad 25 lat trendu rozwojowego w podsektorze wytwórczym. [MW] średnia moc jednostki [MW] 6 moc zainstalowana [GW] [GW] Sumaryczna moc zainstalowana w amerykańskich systemach elektroenergetycznych [GW] oraz średnia moc nowobudowanych jednostek wytwórczych [MW] (*) Byrne J., Wang Y.-D., Yu J.-M.: Lessons from a Comparative Analysis of California and PJM Electricity Restructuring Models. Center for Energy and Environmental Policy, University of Delaware, June 25, ceep.udel.edu

15 Model systemowego rynku energii elektrycznej w Polsce teraźniejszość i przyszłość ( * ) Porównywane elementy Obszar działania Segmenty mechanizmu bilansującego Operacyjne rezerwy mocy Rozliczanie kosztu energii bilansującej Rozliczanie kosztu ograniczeń Rozliczanie kosztu strat przesyłowych Mechanizm bilansujący w KSE istniejący sieć 4 i 22 kv, wybrane miejsca w sieci 11 kv rynek dnia następnego (RDN) osobny zakup energii bilansującej i operacyjnych rezerw mocy CO, CW MAX, CW MIN, CRO, CRO Z, CRO S, CRA, CRE składnik jakościowy stawki systemowej, CRO Z, CRO S, CRA, CRE składnik zmienny stawki sieciowej proponowany cała sieć zamknięta 4, 22 i 11 kv rynek dnia następnego (RDN) rynek czasu rzeczywistego (RCR) łączny zakup energii bilansującej i operacyjnych rezerw mocy cena węzłowa LMP opłata przesyłowa (rynkowa) punkt-punkt lub węzłowa, cena węzłowa LMP opłata przesyłowa (rynkowa) punkt-punkt lub węzłowa, cena węzłowa LMP ( * ) konieczne jest odejście od modelu miedzianej płyty na rzecz rozwiązań opartych na podejściu lokalizacyjnym, pozwalającym na uwzględnienie rzeczywistych kosztów dostaw energii S. Kasprzyk, Prezes PSE-Operator Aktualne problemy operatora systemu przesyłowego ze szczególnym uwzględnieniem bezpieczeństwa energetycznego, APE 7, Jurata 27

16 Główne założenia oraz modele KSE wykorzystane w analizach studialnych Pełny model sieci 4/22/11 kv KSE zima szczyt wieczorny i dolina nocna, lato szczyt poranny i dolina nocna. Średnia cena ofertowa energii JWCD [zł/mwh] jest równa średniej cenie energii wytworzonej w KSE w jednostkach kondensacyjnych w 25 r. (137,4 zł/mwh), a zróżnicowanie cen ofertowych JWCD jest takie samo jak zróżnicowanie zmiennych kosztów wytwarzania w poszczególnych elektrowniach systemowych. Elektrownia Adamów Bełchatów olna Odra Jaworzno III Konin Kozienice Łagisza Łaziska Opole Cena 129,99 17,3 163,16 134,4 135,6 143,52 132,33 13,49 126,62 Elektrownia Ostrołęka Pątnów Połaniec Rybnik Siersza Skawina Stalowa Wola Turów ESP Cena 158,61 125,48 148,16 128,21 136,59 139,96 157, 139,1 137,4

17 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Dnia Następnego RDN (1) Krótkookresowa cena węzłowa (Locational Marginal Price LMP) zmiana całkowitego kosztu bilansowania zapotrzebowania w systemie elektroenergetycznym spowodowana zmianą zapotrzebowania w danym węźle kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv LMP i = SRMC i = K ( P G ) P Li kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv Roczny uporządkowany grafik obciążenia KSE w 25 roku oraz czasy obowiązywania poszczególnych układów normalnych Roczne średnioważone ceny węzłowe LMP [zł/mwh] dla poszczególnych obszarów oraz poziomów napięciowych sieci 4/22/11 kv KSE

18 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Dnia Następnego RDN (2) kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv Ceny węzłowe LMP [zł/mwh] dla poszczególnych obszarów oraz 2 poziomów napięciowych sieci 4/22/11 kv w układzie na zimowy 1 szczyt wieczorny przy eksporcie 15 MW do systemu litewskiego 1 4 kv 22 kv 11 kv 3 4 kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv 3 2 Potencjalna lokalizacja źródeł generacji rozproszonej 1 4 kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv Wpływ generacji rozproszonej na ceny węzłowe LMP Ceny węzłowe LMP [zł/mwh] dla poszczególnych obszarów oraz poziomów napięciowych sieci 4/22/11 kv w układzie na zimowy szczyt wieczorny przy eksporcie 15 MW do systemu litewskiego

19 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Dnia Następnego RDN (3) kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv Ceny węzłowe LMP [zł/mwh] dla poszczególnych obszarów oraz poziomów napięciowych sieci 4/22/11 kv w układzie na zimowy szczyt wieczorny przy eksporcie 15 MW do systemu litewskiego Potencjalna lokalizacja źródeł generacji rozproszonej kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv Potencjalna lokalizacja źródeł generacji rozproszonej w północno-wschodniej Polsce kv 22 kv 11 kv Wpływ generacji rozproszonej na ceny węzłowe LMP

20 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Dnia Następnego RDN (4) kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv Ceny węzłowe LMP [zł/mwh] dla poszczególnych obszarów oraz poziomów napięciowych sieci 4/22/11 kv w układzie na zimowy szczyt wieczorny przy eksporcie 15 MW do systemu litewskiego 1 4 kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv Potencjalna lokalizacja źródeł generacji rozproszonej 4 kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv 4 kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv kv 22 kv 11 kv Wpływ generacji rozproszonej na ceny węzłowe LMP kv 22 kv 11 kv Wpływ generacji rozproszonej na ceny węzłowe LMP

21 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Dnia Następnego RDN (3) Stawka punkt-punkt opłaty rynkowej Zastosowanie kontrakty dwustronne Stawka węzłowa opłaty rynkowej Zastosowanie giełda energii, przedsiębiorstwa obrotu LMP i = 1 zł/mwh LMP k LMP j i sieć SO ij = 1 zł/mwh LMP j = 11 zł/mwh Stawka punkt-punkt opłaty rynkowej obciążającej kontrakt dwustronny j SO Li = LMP k sieć i LMP i i LMP LMP śr śr SO j l Gj LMP Stawka węzłowa opłaty rynkowej dla: wytwórcy energii odbiorcy energii = l LMP śr LMP j SO ij = LMP j LMP i Cena węzłowa w węźle wirtualnym LMP śr = n G j = 1 LMP n j G j = 1 P P Gj Gj + + n w i= 1 n w i= 1 LMP P Li i P Li

22 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Dnia Następnego RDN (5) Stawki węzłowe opłaty rynkowej dla wytwórców energii: węzły sieci 4 kv 4 kv 22 kv 11 kv 25 Obszar min śred. max ODM Warszawa -1,92,55 5, kv 22 kv 11 kv ODM Radom ODM Katowice ODM Poznań,8 1,17-8,3 1,32 3,34 -,72 5,28 4,87 4,6-25 ODM Bydgoszcz -1,1-9,17-6,77 węzły sieci 22 kv 25 4 kv 22 kv 11 kv Obszar min śred. max kv 22 kv 11 kv ODM Warszawa ODM Radom ODM Katowice -8,61-3,9,47 -,17 1,9 2,81 6,97 6,97 4,32 ODM Poznań -1,78-3,11 2,17-25 ODM Bydgoszcz -11, -8,45-5, kv 22 kv 11 kv Roczne średnioważone stawki węzłowe opłaty rynkowej [zł/mwh] dla różnych obszarów oraz poziomów napięciowych sieci 4/22/11 kv KSE węzły sieci 11 kv Obszar min śred. ODM Warszawa -19,2-2,55 ODM Radom -11,63 -,58 ODM Katowice -5,28 2,8 ODM Poznań -23,7-4,43 ODM Bydgoszcz -24,49-1,72 max 6,82 6,5 7,36 3,7 1,4

23 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Dnia Następnego RDN (6) Roczne krzywe czasów trwania stawek węzłowych dla wybranych węzłów sieci 4/22/11 kv KSE Stawka węzłowa [zł/mwh] Bełchatów 4 kv Gdańsk 4 kv Czas [h] Stawka węzłowa [zł/mwh] Bełchatów 22 kv Toruń 22 kv Czas [h] Stawka węzłowa [zł/mwh] Bełchatów 11 kv Suwałki 11 kv Czas [h] Koszty kolejowego transportu węgla (w przeliczeniu na MWh uzyskiwanej energii elektrycznej) Koszt transportu węgla [zł/mwh] Taryfa PKP Cargo PKP Cargo z 6% upustem Duża firma wytwórcza Projekt BEEK - Prof. B. Zaporowski Odległość od kopalni [km] Odległości między zagłębiami węglowymi w Polsce oraz portem gdyńskim a wybranymi miastami w północnej części kraju Miasto Katowice Lublin Gdynia Gdańsk Toruń Suwałki Wg danych URE w 27 roku średnioważony koszt węgla zużywanego przez jednostki wytwórcze centralnie dysponowane, z uwzględnieniem kosztów transportu, wyniósł 62,86 zł/mwh

24 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Czasu Rzeczywistego RCR (1) Aktualny stan opomiarowania sieci 4/22/11 kv KSE pomiary modułów napięć węzłowych pomiary mocy czynnych i biernych U n [kv] Liczba węzłów [szt.] Liczba pomiarów napięć w węzłach [szt.] [%] % % ,3% U n [kv] Liczba stacji [szt.] Liczba stacji z pomiarami mocy [szt.] [%] % % ,5% Założona ścieżka rozwoju stanu opomiarowania sieci 4/22/11 kv KSE a b c d e f g h i j Wariant opomiarowania sieci 4/22/11 kv KSE Aktualny stan opomiarowania Wariant (a) rozszerzony o pomiar kątów fazowych napięć Pełne opomiarowanie stacji NN/11 kv oraz stacji 11 kv z JWC Wariant (c) rozszerzony o pomiar kątów fazowych napięć Pełne opomiarowanie stacji NN/11 kv oraz stacji 11 kv z JWC i njwc Wariant (e) rozszerzony o pomiar kątów fazowych napięć Pełne opomiarowanie stacji NN/11 kv, stacji 11 kv z JWC i njwc i wielosystemowych Wariant (g) rozszerzony o pomiar kątów fazowych napięć Pełne opomiarowanie wszystkich stacji w sieci 4/22/11 kv KSE Wariant (i) rozszerzony o pomiar kątów fazowych napięć Redundancja,48,52,96 1,5 1,48 1,63 2,98 3,33 4,6 4,56 Redundancja = liczba pomiarów / wymiar wektora stanu (2 x liczba węzłów w sieci)

25 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Czasu Rzeczywistego RCR (2) Ceny LMP w węzłach sieci NN dla obciążenia większego o 2% w stosunku do planu na rynku R N Wartości średnie oraz rozstęp cen LMP (obciążenie większe o 2% w stosunku do planowanego) węzły sieci 4 kv cena węzłowa LMP [zł/mwh] cena węzłowa LMP [zł/mwh] rozpływ a i j numer węzła Ceny LMP w wybranych węzłach sieci 11 kv dla obciążenia większego o 2% w stosunku do planu na rynku R N PSE Wschód rozpływ a f h PSE Południe numer węzła średnia cena LMP [zł/mwh] średnia cena LMP [zł/mwh] a b c d e f g h i j rozp. wariant opomiarowania węzły sieci 22 kv średnia cena LMP [zł/mwh] a b c d e f g h i j rozp. wariant opomiarowania węzły sieci 11 kv a b c d e f g h i j rozp. wariant opomiarowania

26 Podstawowe segmenty proponowanego mechanizmu bilansującego Rynek Czasu Rzeczywistego RCR (3) Globalna nieefektywność ekonomiczna na rynku RCR wynikająca z błędów popełnianych przy wyznaczaniu rozliczeniowych cen węzłowych LMP na podstawie wyników estymacji stanu KSE koszt błędów wyznaczania wartości rozliczeniowych cen węzłowych LMP K LMP n = w RCR RCR RCR RDN ( LMPi ( i )( ) rozp ) LMP( P P est ) i i i= 1 75 "koszt błędów" LMP [zł/h] redundancja -2% -1% 1% 2% Koszty błędów wyznaczania cen węzłowych LMP [zł/h] w węzłach sieci 4/22/11 kv KSE przy różnych zmianach obciążeń w stosunku do obciążenia przyjętego podczas planowania pracy JWCD na rynku RDN Propozycja kryterium optymalizacji rozmieszczenia kolejnych punktów pomiarowych Dodanie kolejnego układu pomiarowego w dotychczas nieopomiarowanym węźle sieci ma uzasadnienie ekonomiczne, jeśli zagregowany koszt błędów wyznaczania cen węzłowych K LMP w założonym okresie będzie większy lub co najmniej równy kosztowi zainstalowania aparatury pomiarowej.

27 Operacyjne rezerwy mocy w mechanizmie bilansującym stan aktualny i propozycja nowego rozwiązania P G (plan) P G RT Operator Systemu Przesyłowego OSP Aktualny stan pracy SEE Regulacja trójna Regulacja pierwotna P G RP + + P G RW Indywidualny regulator prędkości obrotowej turbiny Centralny układ automatycznej regulacji częstotliwości i mocy wymiany ARCM Regulacja wtórna Generator P G f f f n - + f Połączone SEE Częstotliwość systemowa f P w f n P w (plan) Regulacja pierwotna stabilizacja częstotliwości czas działania do 3 s wykorzystuje rezerwę sekundową Regulacja wtórna przywrócenie częstotliwości znamionowej i planowej wartości mocy wymiany czas działania od 3 s do 15 min. wykorzystuje rezerwę minutową Regulacja trójna odbudowa rezerwy sekundowej i minutowej czas działania powyżej 15 min. wykorzystuje rezerwę godzinową Operacyjne rezerwy na polskim rynku energii Stan aktualny Zakup Rezerwy sekundowa i minutowa są kupowane przez OSP w ramach corocznych dwustronnych negocjacji z wytwórcami (płatność za gotowość i za wykorzystanie). Rezerwa godzinowa jest kupowana na rynku bilansującym. Planowanie wykorzystania Wykorzystanie rezerw sekundowej i minutowej jest planowane oddzielnie od planowania zakupu energii bilansującej. Wykorzystanie rezerwy godzinowej jest planowane w ramach mechanizmu bilansującego. Brak obiektywnego (rynkowego) mechanizmu pozwalającego na optymalną alokację energii bilansującej i operacyjnych rezerw mocy. Wzrost kosztów bieżącego funkcjonowania KSE. Propozycja nowego rozwiązania Łączny zakup energii bilansującej i operacyjnych rezerw mocy w trybie aukcyjnym w ramach prowadzonego przez OSP mechanizmu bilansującego. Podstawą aukcji powinny być składane przez uczestników rynku na każdą godzinę doby objętej planowaniem oferty cenowe na energię i operacyjne rezerwy mocy (rezygnacja z opłaty za gotowość)

28 Operacyjne rezerwy mocy w mechanizmie bilansującym łączna optymalizacja energii bilansującej i rezerw mocy Zadanie optymalizacji rozpływu mocy K P = i Rozszerzone zadanie optymalizacji rozpływu mocy K a) b) c) a) P,R + c Gi = i 1 c i RM Gi PGi, Q Gi c Gi prosty model generatora stosowany w zadaniu OPF P model wielogeneratorowy stosowany w zadaniu łącznej optymalizacji energii bilansującej i operacyjnych rezerw mocy ilustracja zakresów regulacji mocy czynnej jednostki wytwórczej Gi + i c Gi RS Gi P Gi + ( RM Gi + RM Gi ) + b) c Gi RS c Gi RS c Gi RM c Gi RM c Gi RG c Gi c PGi, Q Gi RS Gi RS Gi RS Gi RM Gi RM Gi RM Gi RG Gi RG Gi + ( RS + RS ) Gi i c) c P max Gi RG Gi BPP Gi P min Gi Gi RG Gi Ograniczenia w zadaniu łącznej optymalizacji dla jednostek wytwórczych współzależność między ilością energii bilansującej a planowanymi do wykorzystania rodzajami rezerw mocy, minimalne i maksymalne wartości mocy czynnych i biernych generowanych, dopuszczalna szybkość zmian punktu pracy, sieciowe bilanse mocy czynnych i biernych węzłowych, dopuszczalne poziomy napięć węzłowych, dopuszczalne przepływy mocy pozornych w gałęziach sieci, dla systemu elektroenergetycznego sumaryczna ilość poszczególnych rodzajów operacyjnych rezerw mocy w systemie elektroenergetycznym.

29 Operacyjne rezerwy mocy w mechanizmie bilansującym potencjalne efekty wynikające z wdrożenia metody w KSE Cztery charakterystyczne stany pracy KSE Pasma mocy oferowane przez poszczególne JWCD jako rezerwy sekundowa i minutowa są równe 5% mocy maksymalnej jednostki. Pasmo oferowane jako rezerwa godzinowa jest równe różnicy między mocą maksymalną a minimalną jednostki. rzy warianty cenowe operacyjnych rezerw mocy wariant minimalny 26 czerwca 26 roku, szczyt poranny awaria napięciowa w KSE c RS =,31 c P c RM =,32 c P c RG =,15 c P wariant średni c RS =,5 c P c RM =,5 c P c RG =,3 c P wariant maksymalny c RS =,72 c P c RM =,83 c P c RG =,453 c P Zmniejszenie kosztów funkcjonowania KSE wynikające z łącznego zakupu energii bilansującej i rezerw mocy + RG Gi BPP Gi Stan pracy KSE Godzinowe zmniejszenie kosztu [zł/h] Czas trwania danego stanu pracy KSE [h/rok] zima szczyt zima dolina lato szczyt lato dolina Roczne zmniejszenie kosztu [mln zł/rok] Szacunkowa wartość rynku en. el. w 25 r. Roczne zmniejszenie kosztu [mln zł/rok] 5,2 8,5 22,7 2, Rezerwa sekundowa 237 MW 22 JWCD (OSP - 21 JWCD) Rezerwa godzinowa 457 MW 9 JWCD Zapotrzebowanie MW + RM Gi Rozkład operacyjnych rezerw mocy w KSE uzyskany z wykorzystaniem metody łącznej optymalizacji + RS Gi Rezerwa minutowa 656 MW 65 JWCD (OSP - 56 JWCD)

30 Operacyjne rezerwy mocy w mechanizmie bilansującym wpływ energetyki wiatrowej na wymagane ilości rezerw mocy Godzinowa zmienność generacji wiatrowej obowa zmienność generacji wiatrowej Wzrost wymaganych ilości operacyjnych rezerw mocy powodowany rozwojem generacji wiatrowej rezerwa sekundowa system skandynawski,3% sumarycznej mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych amerykański system Idaho około 1% sumarycznej mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych rezerwa minutowa system skandynawski do 7% sumarycznej mocy el. wiatrowych system Idaho do 13,5% sumarycznej mocy el. wiatrowych system niemiecki do kilkunastu % sumarycznej mocy el. wiatrowych, konieczność utrzymywania rezerwy ujemnej rezerwa godzinowa system niemiecki i system irlandzki około 3 MW na 1 GW mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych 15 Roczna zmienność generacji wiatrowej wymagana dodatkowa ilość qq rezerwy mocy [MW] rezerwa sekundowa rezerwa minutowa rezerwa godzinowa moc zainstalowana w źródłach wiatrowych [MW] Wzrost wymaganych ilości operacyjnych rezerw mocy w KSE w zależności od poziomu mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych

31 Łączna optymalizacja energii bilansującej i rezerw mocy w KSE przy wzroście generacji wiatrowej przyjęte założenia Pełny model sieci 4/22/11 kv KSE zima szczyt wieczorny i dolina nocna, lato szczyt poranny i dolina nocna. Rozpatrywane poziomy mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych 1, 2, 3, 4, 5 GW Średnia cena ofertowa energii JWCD [zł/mwh] jest równa średniej cenie energii wytworzonej w KSE w jednostkach kondensacyjnych w 25 r. (137,4 zł/mwh), a zróżnicowanie cen ofertowych JWCD jest takie samo jak zróżnicowanie zmiennych kosztów wytwarzania w poszczególnych elektrowniach systemowych. Elektrownia Cena Elektrownia Cena Adamów 129,99 Ostrołęka 158,61 Bełchatów 17,3 Pątnów 125,48 olna Odra 163,16 Połaniec 148,16 Jaworzno III 134,4 Rybnik 128,21 Konin 135,6 Siersza 136,59 Kozienice 143,52 Skawina 139,96 Łagisza 132,33 Stalowa Wola 157, Łaziska 13,49 Turów 139,1 Opole 126,62 ESP 137,4 Pasma mocy oferowane przez poszczególne JWCD jako rezerwy sekundowa i minutowa są równe odpowiednio 5% i 1% mocy maksymalnej jednostki. Pasmo oferowane jako rezerwa godzinowa jest równe różnicy między mocą maksymalną a minimalną jednostki. rzy warianty cenowe operacyjnych rezerw mocy wariant minimalny c RS =,31 c P c RM =,32 c P c RG =,15 c P wariant średni c RS =,5 c P c RM =,5 c P c RG =,3 c P wariant maksymalny c RS =,72 c P c RM =,83 c P c RG =,453 c P

32 Koszty rezerwowania elektrowni wiatrowych w KSE Przypadający na 1 MW mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych wzrost rocznego kosztu zakupu operacyjnych rezerw mocy dla trzech wariantów cenowych [tys.zł/mw/rok] Rezerwa sekundowa Rezerwa minutowa Rezerwa godzinowa [tys. zł/mw/rok] minimum średnia maksimum [tys. zł/mw/rok] 1 5 minimum średnia maksimum [tys. zł/mw/rok] minimum średnia maksimum Sumaryczna moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych [MW] Sumaryczna moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych [MW] Sumaryczna moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych [MW] minimum średnia maksimum żródła cieplne i ESP szczytowe źródła gazowe [mln zł/rok] 4 3 [mln zł/rok] Sumaryczna moc zainstalowana w EW [MW] Roczne koszty rezerwowania elektrowni wiatrowych Sumaryczna moc zainstalowana w EW [MW] Roczne koszty zakupu rezerwy godzinowej w elektrowniach cieplnych i szczytowo-pompowych oraz w źródłach szczytowych z turbinami gazowymi

33 Zdolności przesyłowe synchronicznych połączeń transgranicznych najważniejsze definicje Całkowite zdolności przesyłowe (Total Transfer Capacity) maksymalna wartość mocy wymiany międzysystemowej pomiędzy przyległymi obszarami wyznaczona zgodnie z obowiązującymi w każdym z nich kryteriami bezpieczeństwa. Margines bezpieczeństwa przesyłu (Transmission Reliability Margin) rezerwa zdolności przesyłowych utrzymywana ze względu na możliwe zdarzenia losowe i niepewność danych wykorzystanych dla wyznaczenia wartości TTC. Zdolności przesyłowe netto (Net Transfer Capacity) maksymalne zdolności wymiany mocy pomiędzy dwoma obszarami, realizowane zgodnie z wszystkimi standardami bezpieczeństwa systemu określonymi przez każdego operatora, z uwzględnieniem niezbędnego marginesu bezpieczeństwa. Pierwotnie przydzielone zdolności przesyłowe (Already Allocated Capacity) wielkość zarezerwowanych zdolności przesyłowych w ramach historycznych kontraktów długoterminowych oraz wcześniej przeprowadzonych przetargów na rezerwację zdolności przesyłowych. Dostępne zdolności przesyłowe (Available Transfer Capacity) część zdolności przesyłowych pozostająca do wykorzystania w celu dalszej realizacji transgranicznego handlu energią elektryczną. Total Transfer Capacity TTC Transmission Reliability Margin TRM Net Transfer Capacity NTC Already Allocated Capacity AAC Available Transfer Capacity ATC

34 Linie transgraniczne KSE krótka charakterystyka Słupsk Starno 45 kv, 1 x 6 MW Białystok Roś 22 kv, 1 x 231 MW Krajnik Vierraden 22 kv, 2 x 457 MW Dobrotwór Zamość 22 kv, 1 x 251 MW Mikułowa Hagenverder 4 kv, 2 x 1386 MW Rzeszów Chmielnicka 75 kv, 1 x 2 MW Wielopole Nosovice Dobrzeń Albrechtice 4 kv, 2 x 126 MW Kopanina Liskovec Bujaków Liskovec 22 kv, 2 x 412 MW Krosno Lemesany 4 kv, 2 x 831 MW

35 Przepływy mocy w liniach transgranicznych KSE w stanie bazowym zimowy szczyt wieczorny 28 4 MW Saldo wymiany: 136 MW (eksport z KSE) Krajnik - Vierraden Niemcy Mikułowa - Hagenverder 83 MW Polska Wielopole - Nosovice Dobrzeń - Albrechtice 424 MW 749 MW 195 MW 37 MW Kopanina - Liskovec 167 MW Czechy Bujaków - Liskovec Krosno Iskrzynia - Lemesany Słowacja

36 Zdolności przesyłowe synchronicznych połączeń transgranicznych sposób wyznaczania (metoda ETSO) Import energii z obszaru B do obszaru A A PG 1 A PG 2 PGi A P B A w PGi B B P G1 B PG 2 A PG 3 A PG 4 Obszar A Obszar B B PG 3 B PG 4 A P Gn B P Gn P A Gi P A B w P B Gi Eksport energii z obszaru A do obszaru B Sposoby rozdziału przyrostu/zmniejszenia sumarycznej generacji w obszarze między pracujące jednostki ( * ) proporcjonalne zwiększenie/zmniejszenie mocy generowanej przez wszystkie jednostki, zwiększenie/zmniejszenie mocy wytwarzanej na podstawie rzeczywistej generacji jednostek w okresach przeszłych, zwiększenie/zmniejszenie mocy wytwarzanej zgodnie z przyjętym kryterium ekonomicznym. ( * ) ETSO: Procedures for Cross-Border Transmission Capacity Assessment, October 21

37 Całkowite zdolności przesyłowe TTC w kierunku eksportu z KSE oraz przepływy mocy na granicach Polski 171 MW Całkowite zdolności przesyłowe TTC w kierunku eksportu z KSE: 3741 MW Krajnik - Vierraden Niemcy Mikułowa - Hagenverder 821 MW Polska Wielopole - Nosovice Dobrzeń - Albrechtice 463 MW 141 MW 257 MW 36 MW Kopanina - Liskovec 628 MW Czechy Bujaków - Liskovec Krosno Iskrzynia - Lemesany Słowacja

38 Całkowite zdolności przesyłowe TTC w kierunku importu do KSE oraz przepływy mocy na granicach Polski Krajnik - Vierraden Niemcy Mikułowa - Hagenverder 598 MW 128 MW Całkowite zdolności przesyłowe TTC w kierunku importu do KSE: 276 MW Polska Wielopole - Nosovice Czechy Dobrzeń - Albrechtice 96 MW 2 MW 97 MW 5 MW Bujaków - Liskovec Krosno Iskrzynia - Lemesany Kopanina - Liskovec 385 MW Słowacja

39 Zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych KSE wyniki analiz uzyskanych z wykorzystaniem metody ETSO Założenia przyjęte w obliczeniach: 1. Import z Ukrainy 22 MW (elektrownia Dobrotwór). 2. Zerowa wymiana ze Szwecją, Białorusią, Litwą i Rosją (obwód Kaliningradzki). Całkowite zdolności przesyłowe TTC [MW] synchronicznych połączeń transgranicznych KSE zimowy szczyt wieczorny 27/8 Stan pracy połączonych systemów Układ normalny (bez wyłączeń) KOP LIS, BUJ LIS Stan n - 1 WIE NOS, DBN ALB (wyłączenie linii MIK HAG międzysystemowej) KRA VIE KRI LEM Eksport PL CZ/DE/SK TTC NTC Import CZ/DE/SK PL TTC NTC NTC = TTC - TRM Margines bezpieczeństwa przesyłu TRM jest określany jako różnica wartości TTC wyliczonej dla stanu bazowego i najmniejszej wartości TTC dla przyjętych, alternatywnych przypadków ( * ) ( * ) PSE-Operator: Zasady wyznaczania zdolności przesyłowych na liniach wymiany międzysystemowej, listopad 24

40 Zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych KSE w horyzoncie (metoda ETSO) Najważniejsze zmiany w KSE uwzględnione w analizach: 1. Przyjęto przyrost zapotrzebowania wynoszący około 5 MW rocznie (2512 MW w 28 r.). 2. Rok 28 budowa ciągu liniowego 4 kv rębaczew Ostrów Plewiska. 3. Rok 29 wprowadzenie do eksploatacji bloków 46 MW Łagisza i 858 MW Bełchatów. 4. Rok 29 budowa stacji 4/11 kv Kromolice i linii 4 kv Pątnów Kromolice. 5. Rok 211 budowa ciągu liniowego 4 kv Pasikurowice Wrocław Płd. Świebodzice. 6. Rok 212 budowa stacji 4/22/11 kv Ołtarzew wraz z systemem linii 22 i 4 kv. Wymienione inwestycje wchodzą do eksploatacji z końcem danego roku. a). b) Import Eksport Import Eksport Zdolności przesyłowe [MW] połączeń transgranicznych między KSE a systemami Czech, Niemiec i Słowacji w zimowym szczycie wieczornym : a). całkowite zdolności przesyłowe TTC, b). zdolności przesyłowe netto NTC (uwzględniające margines bezpieczeństwa przesyłu TRM).

41 Zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych KSE a ograniczenia sieciowe w sieci 4/22/11 kv KSE a). b) Import Eksport Całkowite zdolności przesyłowe TTC [MW] połączeń transgranicznych między KSE a systemami Czech, Niemiec i Słowacji w zimowym szczycie wieczornym ODM Warszawa ODM Radom ODM Katowice ODM Poznań ODM Bydgoszcz Cały KSE Sumaryczne wartości mnożników Lagrange a [zł/mva] ( * ) związanych z gałęziami sieci 4/22/11 kv KSE wprowadzającymi ograniczenia sieciowe ( * ) Wartość mnożnika Lagrange a jest miarą siły oddziaływania ograniczenia sieciowego. Mówi ona o ile zmniejszy się koszt bilansowania zapotrzebowania w systemie (funkcja celu w zadaniu OPF), jeżeli przepustowość gałęzi zwiększy się o 1 MVA.

42 Zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych KSE w horyzoncie z uwzględnieniem budowy dwóch kolejnych linii wymiany międzysystemowej Założenia przyjęte w obliczeniach: 1. Uwzględniono wzrost zapotrzebowania oraz planowany rozwój KSE. 2. Założono budowę kolejnych dwóch linii wymiany między KSE a pozostałą częścią UCTE: Plewiska (PL) Neuenhagen (DE) (dwutorowa linia 4 kv), Byczyna (PL) Varin (SK) (dwutorowa linia 4 kv). a). b) Import Eksport Całkowite zdolności przesyłowe TTC [MW] połączeń transgranicznych między KSE a systemami Czech, Niemiec i Słowacji w zimowym szczycie wieczornym : a). bez uwzględnienia budowy kolejnych linii wymiany, b). z budową kolejnych dwóch linii wymiany (w eksploatacji od 212 roku) Import Eksport

43 Zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych KSE w horyzoncie z uwzględnieniem budowy źródła o mocy 48 MW w EC Siekierki oraz modernizacji termicznej części linii 11 kv w rejonie aglomeracji warszawskiej Założenia przyjęte w obliczeniach: 1. Uwzględniono wzrost zapotrzebowania oraz planowany rozwój KSE. 2. Założono budowę bloku o mocy 48 MW w EC Siekierki. 3. Założono wykonanie modernizacji termicznej trzech ciągów liniowych 11 kv relacji Warszawa Siekierki Warszawa owarowa i Warszawa Siekierki Mory (dwa ciągi). a). b) Import Eksport Całkowite zdolności przesyłowe TTC [MW] połączeń transgranicznych między KSE a systemami Czech, Niemiec i Słowacji w zimowym szczycie wieczornym : a). bez uwzględnienia budowy źródła 48 MW i modernizacji linii 11 kv, b). z uwzględnieniem budowy źródła i modernizacji linii 11 kv (od 212 roku) Import Eksport

44 Zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych KSE w horyzoncie z uwzględnieniem możliwości dodatkowego importu energii z Białorusi i Ukrainy Założenia przyjęte w obliczeniach: 1. Uwzględniono wzrost zapotrzebowania oraz planowany rozwój KSE. 2. Import bazowy z Ukrainy 22 MW (elektrownia Dobrotwór). 3. Dodatkowy import z kierunku wschodniego: Ukraina 12 MW (linia 75 kv Chmielnicka Rzeszów), Białoruś 16 MW (linia 22 kv Roś Białystok). a). b) Import Eksport Całkowite zdolności przesyłowe TTC [MW] połączeń transgranicznych między KSE a systemami Czech, Niemiec i Słowacji w zimowym szczycie wieczornym : a). bez uwzględnienia możliwości dodatkowego importu energii z Białorusi i Ukrainy, b). z możliwością dodatkowego importu energii z Białorusi i Ukrainy (od 212 roku) Import ze Wschodu Import Eksport

45 Szacunkowe możliwości kształtowania salda wymiany międzysystemowej KSE w okresie Założenia przyjęte w obliczeniach: 1. Saldo wymiany międzysystemowej w 27 roku: -6,6 Wh (eksport). 2. Założono, że zdolności synchronicznych połączeń transgranicznych KSE w zakresie importu i eksportu energii są proporcjonalne do ich całkowitych zdolności przesyłowych TTC. 3. Przyjęto czas wykorzystania mocy szczytowej połączeń niesynchronicznych z Białorusią i Ukrainą na poziomie 5 h/rok. Analizowany wariant Rok Stan bazowy Import Export 4,8-6,6 4,6-5,2 2,4-6,1 1,9-5,4,3-5, 5,1-6,5 4,2-7, 3,3-7,1 Import ze Wschodu Import Export 4,8-6,6 4,6-5,2 2,4-6,1 1,9-5,4 7,9-6,1 12,6-7,4 11,1-7,4 1,1-7,5 Nowe linie wymiany Import Export 4,8-6,6 4,6-5,2 2,4-6,1 1,9-5,4 4, -4, 5,4-5,2 4, -7,4 4,1-7,9 Nowy blok i modernizacja linii 11 kv Import Export 4,8-6,6 4,6-5,2 2,4-6,1 1,9-5,4 4,2-5,3 6, -6,6 5,1-6,8 3,6-6,5

46 Porównanie najważniejszych cech mechanizmów rynkowych opartych na modelu miedzianej płyty i na modelu cen LMP Porównywana cecha modelu Model rynku energii elektrycznej miedziana płyta ceny węzłowe LMP Prostota modelu Przejrzystość zasad Efektywność ekonomiczna Zróżnicowanie cen/stawek opłat Zarządzanie ryzykiem Subsydiowanie skrośne Preferencje dla pewnych obszarów Wspieranie prowadzenia pracy systemu Sygnały lokalizacyjne dla nowych inwestycji Bezpieczeństwo dostaw energii odbiorcom pozorna mała niska brak proste występuje pozorne słabe brak mniejsze naturalna duża wysoka może być duże skomplikowane nie występuje brak silne jednoznaczne większe

47 Instytut Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechnika Śląska CENOTWÓRSTWO NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ. CENY WĘZŁOWE NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I ENERGETYKA ROZPROSZONA. Roman KORAB DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ Zaprezentowane wyniki zostały uzyskane w ramach Projektu Badawczego Zamawianego Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju (PBZ-MEiN-1/2/26) realizowanego przez Konsorcjum Politechnik: Gdańskiej, Śląskiej, Warszawskiej i Wrocławskiej.

48 Monografia Bezpieczeństwo elektroenergetyczne Wstęp Zmiany strukturalne w energetyce Rozdział 1 Rynkowe mechanizmy zarządzania bezpieczeństwem energetycznym (w tendencji). Wybrane pojęcia i definicje Rozdział 2 Nowy obraz polskiej energetyki w unijnym i światowym kontekście Rozdział 3 Intensyfikacja wykorzystania zdolności przesyłowych sieci elektroenergetycznych Rozdział 4 Porównanie i krytyczna analiza dwóch modeli rynku energii elektrycznej: miedzianej płyty oraz cen węzłowych Rozdział 5 Porównanie i krytyczna analiza dwóch scenariuszy rozwojowych systemu dostaw energii elektrycznej: kontynuacji oraz innowacyjnego