Przepływy nieplanowe i ich wpływ na bezpieczeństwo. systemu elektroenergetycznego. 1. Wprowadzenie. 2. Europejski rynek energii elektrycznej

Transkrypt

1 Przepływy nieplanowe i ich wpływ na bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny 1. Wprowadzenie Europa pracuje obecnie nad budową jednolitego wspólnotowego rynku energii elektrycznej. Rada Europy określiła termin zakończenia tych prac na koniec 2014 r. Europejski Model Docelowy (ang. Target Model) zakłada, że sieci przesyłowe krajów członkowskich EU stanowiące strefy lub inaczej obszary rynkowe są traktowane jako miedziane płyty, a ograniczenia przesyłowe występują jedynie na połączeniach transgranicznych pomiędzy nimi. Aktualnie procedowany model docelowy to pragmatyczne rozwiązanie, które ma szansę być wdrożone w latach W poszczególnych regionach Europy, w zależności od stopnia zaawansowania rozwoju rynku oraz sieci przesyłowych, proces implementacji wspólnotowych rozwiązań rynkowych ma zróżnicowane tempo, lecz kraje wspólnoty europejskiej podejmują wysiłki, aby model docelowy został zaimplementowany zgodnie z wytycznymi Rady Europy. Jednym z najważniejszych problemów obecnego modelu europejskiego rynku energii są tzw. przepływy nieplanowe wynikające z niedostatecznej korelacji między zasadami prowadzenia obrotu energią a prawami fizyki obowiązującymi w systemie elektroenergetycznym. Zjawisko wskazywane od lat przez PSE Operator zostało dostrzeżone przez większość europejskich operatorów systemów przesyłowych (OSP), jak również przez ENTSO-E i Komisję Europejską. W marcu 2012 r. zostało opublikowane wspólne stanowisko PSE Operator oraz operatorów z Czech, Słowacji i Węgier na temat ograniczania przepływów nieplanowych. Operatorzy wskazali na konieczność poprawy mechanizmów rynkowych, w tym zmianę konfiguracji obszarów rynkowych i respektowanie obowiązku koordynacji wymiany energii między nimi. Rozwiązania proponowane przez PSE Operator wchodzą teraz do realizacji, czego dowodem są dedykowane spotkania organizowane przez komisarza Gunthera Oettingera czy list Daniela Dobbeni, prezydenta ENTSO-E w sprawie zagrożeń bezpieczeństwa pracy w połączonym europejskim systemie przesyłowym. Dr Henryk Majchrzak Dr Konrad Purchała PSE Operator SA 2. Europejski rynek energii elektrycznej 2.1 Docelowy model rynku energii w Europie Zintegrowany rynek energii elektrycznej promujący efektywność przy zachowaniu zasad bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego jest niezmiennie jednym z priorytetów Komisji Europejskiej. 8

2 Osiągnięcie tego celu stanowi jednak ogromne wyzwanie dla całego sektora elektroenergetycznego. Energia elektryczna jest wyjątkowym nośnikiem energii, ponieważ ilość wytwarzanej energii musi być na bieżąco, w każdym okresie, bilansowana z potrzebami odbiorców. Z uwagi na bariery technologiczne, jej przechowywanie jest możliwe tylko na małą skalę. Energia elektryczna w sieci przesyłowej, płynąc od źródła do odbiorcy, obciąża linie przesyłowe i inne elementy systemu w zależności od ich konfiguracji i parametrów technicznych. Powyższe współzależności powodują konieczność ścisłej koordynacji wymiany transgranicznej i obrotu energią oraz współpracy operatorów w całej Europie. 2.2 Koordynacja wymiany transgranicznej w Europie Rynek energii elektrycznej w Europie opiera się na tzw. modelu strefowym. Sieci przesyłowe krajów członkowskich UE są na potrzeby rynku traktowane jako miedziane płyty, a ewentualne ograniczenia przesyłowe występują jedynie na połączeniach między poszczególnymi strefami lub inaczej obszarami rynkowymi. U podstawy takiego podejścia leży założenie, że transakcje zawierane w ramach danego obszaru rynkowego nie mają znaczącego wpływu na przepływy w pozostałej części systemu elektroenergetycznego. Jednak ze względu na silne powiązania wzajemne między sieciami przesyłowymi krajów UE, powyższe założenie nie zawsze jest prawdziwe. Dla zapewnienia bezpiecznej pracy europejskiego systemu przesyłowego koordynacja ograniczona do wymiany energii między obszarami rynkowymi jest niedostateczna. Transakcje zawierane przez uczestników rynku nie uwzględniają fizycznego sposobu ich realizacji, a operatorzy systemów przesyłowych są zmuszeni podejmować działania dostosowawcze dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców. Każdego dnia operatorzy systemów przesyłowych wyznaczają dostępne zdolności przesyłowe na połączeniach transgranicznych, a następnie udostępniają je uczestnikom rynku w ramach zorganizowanych aukcji. Podstawową trudnością w procesie wyznaczania zdolności transgranicznych są niepewności dotyczące fizycznej realizacji transakcji zawartych przez uczestników rynku. W Europie, z uwagi na strefowy model rynku, jego uczestnicy podczas zawierania transakcji nie są zobowiązani do wskazywania dokładnych lokalizacji, w których energia zostanie wytworzona i odebrana. Ta informacja jest dostępna dla OSP dopiero po zamknięciu bramki handlowej dla transakcji rynkowych. W efekcie, w mo- mencie wyznaczania zdolności przesyłowych udostępnianych uczestnikom rynku dla zawarcia transakcji wymiany transgranicznej, OSP dysponuje jedynie informacją o prognozowanym zachowaniu uczestników rynku, oszacowanym zazwyczaj na podstawie danych historycznych. Powyższe ma bardzo duże znaczenie zarówno dla efektywności rynkowych mechanizmów alokacji zdolności transgranicznych, jak i dla bezpieczeństwa pracy połączonych systemów przesyłowych. Brak uwzględnienia fizycznych uwarunkowań systemu przesyłowego przez uczestników rynku zawierających transakcje wewnątrz poszczególnych obszarów rynkowych może powodować powstawanie sytuacji zagrożenia bezpiecznej pracy systemu. W rezultacie, oprócz niepewności wynikających z obecności w systemie przesyłowym trudno prognozowanej generacji odnawialnej, operatorzy systemów przesyłowych są narażeni na dodatkowe ryzyko wynikające ze zmienności warunków rynkowych. Niedostateczna rozdzielczość obszarów rynkowych, a co za tym idzie niewystarczające uwzględnienie technicznych uwarunkowań pracy systemu w procesie prowadzenia obrotu energią elektryczną, nie daje OSP wystarczających narzędzi do skutecznego zarządzania pracą systemu. Najpoważniejszym tego skutkiem są występujące na coraz szerszą skalę w europejskiej sieci przesyłowej nieplanowane przepływy mocy. 3. Przepływy nieplanowe w europejskim systemie elektroenergetycznym 3.1 Geneza przepływów nieplanowych Niedostateczne uwzględnienie fizycznych aspektów połączonej sieci przesyłowej podczas zawierania transakcji rynkowych powoduje powstawanie zjawiska tzw. przepływów nieplanowych, czyli przepływów mocy w obrębie sieci przesyłowej jednego operatora powodowanych przez transakcje handlowe zawarte w obszarze kontrolowanym przez sąsiedniego operatora. Przepływy nieplanowe to wymiana mocy, która nie została zgłoszona OSP w postaci grafików wymiany transgranicznej, a tym samym nie jest objęta rynkowym mechanizmem alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych. W ogólnym ujęciu są to różnice pomiędzy handlowymi grafikami wymiany transgranicznej a przepływami fizycznymi. Można wyróżnić dwie podstawowe przyczyny powstawania przepływów nieplanowych: Przepływy nieplanowe wynikające z nieuwzględnienia wpływu transakcji zawieranych wewnątrz obszarów rynkowych (krajów) nr 3-4 (13-14)

3 na przepływy mocy w krajach sąsiednich. Zwyczajowo przyjęło się nazywać je przepływami kołowymi (ang. loopflows). Całkowite wyeliminowanie takich przepływów jest niemożliwe w pracującej synchronicznie sieci połączonej. Można je jedynie ograniczać przez właściwą definicję lub zmniejszenie obszarów rynkowych (nawet do poszczególnych węzłów sieciowych model węzłowy), co umożliwi kontrolowanie większej części przepływów przez mechanizmy rynkowe. Właściwa organizacja rynku energii spowoduje, że wszystkie istotne transakcje wymiany zostaną poddane mechanizmowi alokacji, a wynikowe przepływy mocy staną się planowe. Przepływy nieplanowe wynikające z braku uwzględnienia wpływu transakcji pomiędzy obszarami rynkowymi (krajami) na przepływy energii w krajach sąsiednich. Nazywa się je przepływami tranzytowymi (ang. unplanned transit flows). Implementacja docelowego modelu europejskiego rynku energii elektrycznej, Flow-Based Market Coupling, pozwoli na uregulowanie tego zjawiska. W obu przypadkach istotny jest brak koordynacji i nie uwzględnianie przy zawieraniu transakcji rynkowych technicznych uwarunkowań połączonej sieci przesyłowej. Organizując rynek należy tak ustalić jego reguły, aby jak największa część przepływów transgranicznych była kontrolowana i alokowana przez mechanizmy rynkowe. Zgodnie z Rozporządzeniem 714/EC/2009, wymiana handlowa pomiędzy krajami EU, która wpływa znacząco na przepływy w innych krajach, musi być prowadzona w sposób skoordynowany Przepływy nieplanowe jako największe wyzwanie przy tworzeniu zintegrowanego europejskiego rynku energii W ostatnich latach przepływy nieplanowane w Europie Środkowo- -Wschodniej (CEE) znacznie się nasiliły i stały się istotnym problemem dla operatorów z Polski, Czech, Słowacji i Węgier. W sieciach wielooczkowych, takich jak sieć przesyłowa Europy kontynentalnej, niewielka ilość przepływów nieplanowych jest zjawiskiem całkowicie normalnym, wynikającym z praw fizyki. Jednak obecnie na wielu granicach w Europie obserwowane wielkości przepływów nieplanowych są wielokrotnie wyższe niż zaplanowane grafiki handlowe. Nierzadkie są przypadki, gdy przepływ fizyczny ma kierunek przeciwny do handlowego. Taka sytuacja nie może być zaakceptowana z następujących powodów: Przepływy nieplanowe zakłócają efektywność funkcjonowania rynku wymiany transgranicznej. Dzisiejszy mechanizm alokacji zdolności Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny transgranicznych kontroluje jedynie niewielką część fizycznych zdolności przesyłowych, ponieważ ich znaczna część jest wykorzystywana przez niekontrolowane przepływy nieplanowe. Na niektórych granicach, np. w kierunku importu do KSE w aukcjach miesięcznych i rocznych, w ogóle nie ma dostępnych zdolności przesyłowych, ponieważ zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych są w całości konsumowane przez przepływy nieplanowane. Co więcej, przepływy z systemu niemieckiego wpływające do KSE nie muszą konkurować o dostęp do sieci i nie podlegają wycenie, a co za tym idzie są traktowane preferencyjnie w stosunku do planowej wymiany transgranicznej wynikającej z zakładanego importu czy eksportu. Dodatkowo, wyznaczając zdolności przesyłowe udostępniane następnie uczestnikom rynku do wymiany transgranicznej, OSP muszą uwzględniać możliwość pojawienia się przepływów nieplanowanych. Powoduje to konieczność stosowania marginesów bezpieczeństwa wykraczających poza te, które wynikają z zachowania reguły N-1. Przepływy nieplanowe zmniejszają bezpieczeństwo pracy połączonych systemów elektroenergetycznych. W wyniku występowaniu przepływów nieplanowych, PSE Operator jest zmuszony podejmować działania dostosowawcze celem przeciwdziałania przekroczeniom dopuszczalnych obciążalności elementów KSE. Polski OSP ponosi zarówno koszty takich działań, jak i ryzyka związane z ich częstym stosowaniem. Wzrasta więc prawdopodobieństwo niewystarczalności technicznych środków dostosowawczych. Pojawiają się też czasowe niedotrzymania warunków bezpieczeństwa pracy KSE, co w przypadku zaistnienia sytuacji awaryjnej może doprowadzić do awarii o zasięgu ogólnoeuropejskim. Rys. 1 przedstawia zestawienie występowania potencjalnych zagrożeń bezpiecznej pracy systemu, zidentyfikowanych przez PSE Operator podczas planowania pracy KSE. Wszystkie wskazane sytuacje były spowodowane przez nieplanowe przepływy mocy i jako niemożliwe do wyeliminowania przez jednostronne działania PSE Operator wymagały pomocy spoza KSE. Po zastosowaniu nadzwyczajnych środków zaradczych, większość z potencjalnych zagrożeń pokazanych w powyższej tabeli nie przełożyła się na realne wystąpienie sytuacji niedotrzymania kryterium N-1. Jednak, jak pokazuje rys. 2, w ostatnich latach wystąpiły takie przypadki. Najczęstsze problemy w KSE to przeciążenie linii Krajnik-Vierraden oraz wewnętrznych linii 220 kv Mikułowa Czarna i Mikułowa Świebodzice T1 i T2. 1 Artykuł 3.1 Wytycznych ws. Zarządzania i Alokacji Dostępnej Zdolności Przesyłowej Połączeń Wzajemnych Między Systemami Krajowymi, będących prawnie wiążącym załącznikiem do Rozporządzenia 714/EC/

4 Rys. 1. Przypadki potencjalnego zagrożenia pracy systemu elektroenergetycznego wywołane nieplanowanymi przepływami Rys. 2. Przypadki przekroczenia bezpiecznego punktu pracy systemu elektroenergetycznego w latach

5 Rys. 3. Środki zaradcze stosowane przez PSE Operator dla ograniczenia wpływu nieplanowanych przepływów

6 Jedną z głównych przyczyn występowania nieplanowych przepływów jest rozkład generacji w Niemczech i wymiana handlowa Niemcy-Austria. Kraje te stanowią jeden wspólny obszar rynkowy, co zgodnie z warunkami europejskiego modelu rynku umożliwia podmiotom z tych krajów zawieranie transakcji bez uwzględnienia ograniczeń przesyłowych w systemie polskim i państw sąsiednich. Tymczasem z uwagi na niedostatecznie rozwiniętą sieć przesyłową w Niemczech na kierunku północ-południe nadmiar energii z generacji wiatrowej na północy Niemiec jest przesyłany na południe Niemiec i do Austrii przez sieci krajów ościennych, powodując tym samym powstawanie znaczących nieplanowych obciążeń w sieci przesyłowej KSE. 3.3 Integracja źródeł odnawialnych Wśród narzędzi polityki klimatycznej Unii Europejskiej znajdują się zobowiązania do realizacji pakietu , czyli ograniczenia zużycia energii, zwiększenia udziału źródeł odnawialnych w ogólnym bilansie energetycznym i ograniczenie emisji CO 2. Cele te można przełożyć na zadania związane z rozwojem energetyki odnawialnej i działania na rzecz poprawy efektywności wykorzystania obecnych źródeł energii. Mając na uwadze charakterystykę źródeł odnawialnych, można postawić tezę, że cele klimatyczne Unii Europejskiej stoją w sprzeczności ze stworzeniem zintegrowanego rynku energii elektrycznej. Powody są następujące: Rosnąca produkcja energii ze źródeł odnawialnych przekłada się na zwiększoną zmienność przepływów transgranicznych. W obecnym modelu rynku sytuacja ta istotnie ogranicza wielkość udostępnianych zdolności przesyłowych, ponieważ podczas wyznaczania zdolności transgranicznych OSP muszą możliwie dokładnie oszacować spodziewany rozkład obciążeń na poszczególne jednostki wytwórcze. Im większe są trudności z tym oszacowaniem, tym większe marginesy bezpieczeństwa przesyłu muszą być przyjmowane. Wsparcie dla źródeł odnawialnych jest realizowane głównie przez tzw. feed-in tariffs, czyli płatność właścicielowi elektrowni z góry określonej kwoty za każdą dostarczoną jednostkę energii, niezależnie od cen na rynku. Jest to bardzo skuteczny i przyjazny dla inwestorów system wsparcia, powodujący szybki rozwój objętej nim technologii. System feed-in nie sprzyja jednak rynkowej integracji źródeł odnawialnych, ponieważ objęta nim wytwarzana energia funkcjonuje obok rynku i jest nieelastyczna wobec kształtujących się na nim cen. Taki stan przynosi niekorzystne konsekwencje dla źródeł konwencjonalnych, które w momentach dużej generacji ze źródeł odnawialnych mogą być wypychane z rynku konkurencyjnego. Dodatkowo, mając w perspektywie zobowiązania kontraktowe w innych godzinach doby i ograniczenia techniczne, które nie pozwalają wyłączyć na krótki czas danej jednostki wytwórczej, elektrownie konwencjonalne mogą być zmuszone do kontynuowania pracy nawet kosztem odpłatności za samą możliwość wytwarzania energii. Może to skutkować kształtowaniem się ujemnych cen energii na rynku. Problem ten został już rozpoznany w Europie i istnieje coraz silniejsza świadomość, że należy porzucić systemy wsparcia bazujące na feed-in na rzecz systemów umożliwiających bardziej efektywną integrację źródeł odnawialnych w grze rynkowej, np. opartych na systemie certyfikatów pochodzenia. 4. Sposoby przeciwdziałania skutkom przepływów nieplanowych 4.1 Stosowane środki zaradcze Rys. 3 przedstawia rodzaj i częstotliwość stosowania środków zaradczych przez PSE Operator w celu ograniczania wpływu przepływów nieplanowych. Zestawienie pokazuje liczbę dni w danym miesiącu, kiedy był stosowany środek zaradczy. Z uwagi na możliwe jednoczesne stosowanie kilku środków zaradczych w danej godzinie, wynikowa liczby dni pokazana na poniższym rysunku może być wyższa niż liczba dni w danym miesiącu kalendarzowym. Wykorzystywane przez PSE Operator środki zaradcze to: Zmiana grafików pracy elektrowni (wewnętrzny redispatching). Sens stosowania tego środka wymaga zaangażowania elektrowni, które mają znaczący wpływ na zmianę przepływów na przeciążonych liniach transgranicznych i sąsiednich. W przypadku KSE są to jednostki wytwórcze Dolna Odra i Turów, a w niektórych przypadkach także Opole. Uzgodniona wymiana awaryjna (Agreed Supportive Power) ze Szwecji. Wprowadzenie do KSE dodatkowej energii ze Szwecji przy jednoczesnej zmianie salda obszaru polskiego. Możliwość wykorzystania tego środka zależy od dostępnych wolnych zdolności w kierunku S2P na połączeniu HVDC ze Szwecją. nr 3-4 (13-14)

7 Międzynarodowa zmiana grafików pracy elektrowni (Cross-Border Redispatching) z 50Hertz. Zaniżenie generacji mocy po stronie niemieckiego operatora 50Hertz przy jednoczesnym podniesieniu generacji w KSE. Pętla stałoprądowa (DC Loop). Wykorzystanie połączeń HVDC SwePol i Kontek do przesłania energii z Niemiec do Polski przez połączenia stałoprądowe DE-DK-SE-PL. Dostępność tego środka zależy przede wszystkim od wolnych zdolności przesyłowych na wspomnianych połączeniach stałoprądowych. Zmiana topologii sieci KSE Otwarcie sprzęgła w stacji Świebodzice 220 kv. Otwarcie sprzęgła w stacji Kopanina 220 kv (obniżenie obciążenia na liniach do Czech). Zmiana konfiguracji stacji Dobrzeń dwa rozdzielne węzły elektryczne 400 kv. Wyłączenie linii 400 kv Pasikurowice Ostrów. Ograniczanie zdolności przesyłowych. Gdy PSE Operator spodziewa się niekorzystnych warunków sieciowych i przewiduje występowanie wysokich przepływów nieplanowych, zdolności przesyłowe oferowane dla rynku dnia następnego są ograniczane zarówno w kierunku importu, jak i eksportu. 4.2 Przesuwniki fazowe Inne sposoby ograniczania przepływów nieplanowych i ich negatywnego wpływu na KSE to rozbudowa sieci przesyłowej i zwiększanie jej elastyczności m.in. poprzez wzmocnienie wewnętrznej sieci przesyłowej KSE oraz budowę trzeciego połączenia Polska-Niemcy. Szczególnym elementem rozbudowy sieci jest zainstalowanie na zachodniej granicy KSE tzw. przesuwników fazowych. Są to specjalnego typu transformatory, które dzięki swojej konstrukcji umożliwiają regulację kąta napięcia, a przez to zmianę rozpływów mocy w systemie. W rezultacie KSE zostanie wyposażony w środki zaradcze pozwalające z jednej strony na ograniczanie niepożądanych nieplanowych przepływów zagrażających bezpieczeństwu pracy KSE, a z drugiej strony na obniżenie marginesów bezpieczeństwa stosowanych przy wyznaczaniu transgranicznych zdolności przesyłowych. Przesuwniki fazowe przyczynią się do lepszego wykorzystania polskiej infrastruktury sieciowej, zwiększą możliwości absorpcji energii z farm wiatrowych oraz poprawią bezpieczeństwo pracy KSE i całego regionu CEE. Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Wymierną korzyścią dla uczestników rynku są zwiększone zdolności importowe i eksportowe KSE. W kontynentalnej sieci elektroenergetycznej w Europie zostało już zainstalowanych kilkanaście urządzeń tego typu, a doświadczenia z ich użytkowania są bardzo pozytywne. PSE Operator jest w końcowej fazie przygotowywania procesu przetargowego. Przesuwniki fazowe zostaną zainstalowane w torach linii najwyższych napięć 400 kv Krajnik-Vierraden i Mikułowa-Hagenwerder. Po przeprowadzeniu szeregu analiz techniczno-ekonomicznych zostały już określone dokładne parametry techniczne i sposób zarządzania nastawami regulacji. Odzyskanie przez PSE Operator kontroli nad przepływami mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym jest często błędnie utożsamiane z postawieniem na zachodniej granicy KSE zapory ograniczającej generację energii odnawialnej u naszych sąsiadów. Chociaż przesuwniki fazowe w pewnym zakresie technicznie dają taką możliwość, PSE Operator jako odpowiedzialny członek Europejskiej Sieci Operatorów Systemów Przesyłowych (ENTSO-E) stawia jednoznacznie na współpracę międzyoperatorską i zamierza wykorzystywać te urządzenia w sposób przynoszący korzyści nie tylko dla Polski, ale także dla całego regionu. 4.3 Konieczność zmiany obszarów rynkowych Jak wspomniano wcześniej, docelowy model europejskiego rynku energii elektrycznej zakłada wdrożenie mechanizmu alokacji zdolności transgranicznych opartego na przepływach (Flow-Based Market Coupling). Umożliwi on uwzględnienie wpływu wymiany transgranicznej na przepływy mocy w sieciach krajów sąsiednich. Jednakże, z uwagi na strefowy charakter europejskiego rynku energii, ten mechanizm nie będzie w stanie ograniczyć przepływów nieplanowych powodowanych wymianą prowadzoną wewnątrz obszarów rynkowych (tzw. loopflows). Jedynym sposobem na ograniczenie nieplanowych przepływów powodowanych transakcjami zawieranymi wewnątrz obszarów rynkowych jest rewizja obszarów rynkowych w Europie, a w szczególności ich zmniejszenie. Z punktu widzenia PSE Operator i Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, niezbędnym minimum jest rozdzielenie obszaru rynkowego Niemiec i Austrii oraz wprowadzenie obowiązku koordynacji wymiany handlowej między tymi krajami, podobnie jak ma to mieć miejsce dla innych krajów regionu. Brak woli strony niemiecko-austriackiej do uwzględnienia tej granicy w mechanizmie Flow-Based Market Coupling 14

8 nie pozwoli na systemowe uregulowanie części przepływów nieplanowych wynikających z wymiany handlowej i będzie stanowił dyskryminujące traktowanie dla uczestników rynku w pozostałych krajach CEE. W opinii PSE Operator, utworzenie wspólnego obszaru rynkowego Niemiec i Austrii stoi w sprzeczności z obowiązującym Rozporządzeniem 714/EC/2009. Nakazuje ono koordynację alokacji zdolności przesyłowych, gdy wymiana handlowa pomiędzy dwoma krajami znacząco wpływa na przepływy w innych krajach (art. 3.1 w Congestion Management Guidelines, będących prawnie wiążącym załącznikiem do wspomnianego Rozporządzenia). 5. Wnioski Przepływy nieplanowe to istotny problem w sieci Europy kontynentalnej. Powodują one zarówno ograniczenie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, jak i zmniejszanie dostępnych zdolności przesyłowych. Zwiększająca się liczba godzin pracy systemów poszczególnych krajów Europy Środkowo-Wschodniej bez spełnienia kryteriów bezpieczeństwa zwiększa ryzyko wystąpienia poważnej awarii o charakterze ogólnoeuropejskim. Europejscy operatorzy sieci przesyłowych pracują nad wdrożeniem mechanizmu Flow-Based Market Coupling umożliwiającym zwiększenie stopnia koordynacji transgranicznej wymiany handlowej. Prace te dają jednak niewystarczające efekty. Jednym w powodów takiego stanu rzeczy są niskie zdolności przesyłowe uzyskiwane w metodyce FBA dla obecnej konfiguracji obszarów rynkowych. Innymi słowy, obecne doświadczenia zdają się wskazywać na fakt, że bez właściwego zdefiniowania obszarów rynkowym wprowadzenie obowiązku koordynacji wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych nie umożliwi zwiększenia wolumenu udostępnianych zdolności przesyłowych. PSE Operator jest jednym z inicjatorów prac nad rewizją obszarów rynkowych w Europie. ENTSO-E prowadzi obecnie, w oparciu o opracowywany Kodeks Sieciowy w zakresie Alokacji Zdolności Przesyłowych i Zarządzania Ograniczeniami (Network Code for Capacity Allocation and Congestion Management), projekt pilotażowy w zakresie określania optymalnych obszarów rynkowych. W przypadku niemożności określenia właściwych obszarów rynkowych w Europie, należy szukać innych rozwiązań nakierowanych na uregulowanie przepływów nieplanowych poprzez umowy międzyoperatorskie zobowiązujące operatorów do ograniczania wpływu swoich systemów elektroenergetycznych na inne systemy. Jeśli nie będzie to możliwe na bazie uzgodnień międzyoperatorskich, europejski regulator ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) lub Komisja Europejska powinni uregulować tę kwestię na poziomie prawodawstwa wspólnotowego. Dr inż. Henryk Majchrzak, Prezes Zarządu PSE Operator SA, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwi cach. W 2001 r. na Politechnice Opolskiej obronił pracę doktorską obejmującą problematykę strat rozruchowych bloków energetycznych i został adiunktem w In stytucie Elektrowni i Systemów Pomiarowych tej uczelni. W 2003 r. ukończył studia menedżerskie MBA uzyskując tytuł magistra ekonomii na Wydziale Zarządza nia i Informatyki Akademii Ekonomicznej we Wrocławiu. Od początku kariery w 1986 r. jest związany zawodowo z energetyką. Pracował od stanowiska obchodowego po dyżurnego inżyniera ruchu w Elektrow ni Bełchatów, a od 1991 r. jako kierownik wydziału ruchu bloków, następnie główny inżynier eksploatacji w Elektrowni Opole. Od 1998 r. zastępca dyrektora technicznego ds. eksploatacji, w 2004 r. został powołany na stanowisko członka zarządu, dyrektora technicznego. W 2005 r. objął funkcję Prezesa Zarządu, dyrektora generalnego BOT Elektrowni Opole SA. W 2008 r. wygrał konkurs na stanowisko Prezesa Zarządu BOT Górnictwo i Energetyka SA. Na stępnie był wiceprezesem ds. inwestycji i wytwarzania w PGE SA, a w latach dyrektorem Departamentu Energetyki w Ministerstwie Gospodarki. Od lipca 2010 r. członek Zarządu, od 15 października 2010 r. Prezes Zarządu PSE Operator SA. Członek Komitetu Problemów Energetyki PAN w Warszawie, Wiceprezes Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE), członek Komitetu Sterującego ds. badań naukowych i prac rozwojowych w obszarze bezpieczeństwa i obronności państwa NCBiR, przewodniczący Rady Zarządzającej Polskiego Komitetu Światowej Rady Energetycznej. Reprezentant PSE Operator w Walnym Zgromadzeniu European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E). Dr inż. Konrad Purchała, dyrektor Biura Rozwoju Rynku Energii PSE Operator SA, absolwent Wydziału Techniki Wielkich Mocy Politechniki Warszawskiej i studiów doktoranckich na Wydziale Elektroenergetyki Uniwersytetu w Leuven w Belgii. Stypendysta Erasmusa w Belgii. Od 2005 r. Kierownik Projektu Tractebel Engineering, Power System Consulting (grupa GdF-SUEZ), doradca w zakresie rynków energetyki i systemów elektroenergetycznych. Od 2009 r. pracuje w PSE Operator SA, początkowo jako Doradca Zarządu, a następnie w Departamencie Usług Operatorskich na stanowisku Dyrektora Zadania odpowiedzialnego za obszar integracji rynków energii. Od lutego 2012 r. Dyrektor Biura Rozwoju Rynku Energii. nr 3-4 (13-14)