AKTYWNY ODBIORCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU BILANSUJĄCYM W POLSCE

Transkrypt

1 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, 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.

2 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 Strona 2 z 8

3 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 Strona 3 z 8

4 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. Strona 4 z 8

5 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 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 Strona 5 z 8

6 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 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 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 Strona 6 z 8

7 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) 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. Strona 7 z 8

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. Strona 8 z 8