Wpływ funkcjonowania rynku bilansującego na koszty ponoszone przez uczestników rynku energii elektrycznej

Transkrypt

1 Wpływ funkcjonowania rynku bilansującego na koszty ponoszone przez uczestników rynku energii elektrycznej Autorzy: Henryk Majchrzak- Dyrektor Techniczny; Adam Mroziński - Kierownik Wydziału Sprzedaży Energii; Robert Pozniak - Kierownik Sekcji OHT - BOT Elektrownia Opole SA ( Energetyka czerwiec 2005) Budowa i rozwój w kraju konkurencyjnego rynku energii elektrycznej oraz prywatyzacja sektora elektroenergetyki stanowią istotne elementy programu restrukturyzacji polskiej energetyki. Realizacja tego trudnego procesu rozpoczęła się już ponad 15 lat temu, jednak ostatnie lata to okres końcowej fazy przeobrażeń energetyki, których sprawne przeprowadzenie decydować będzie o zdolności polskiej energetyki do sprostania trudnym wymaganiom europejskiego rynku energii. Rynek Bilansujący (RB) wraz z rynkiem kontraktów dwustronnych oraz rynkiem giełdowym to podstawowe segmenty konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce. Funkcjonowanie dobowo-godzinowego rynku energii elektrycznej w Polsce, z jego podstawowym segmentem, jakim jest Rynek Bilansujący, rozpoczęło się z dniem 1 września 2001 roku. Rynek Bilansujący, w odróżnieniu od pozostałych segmentów rynku, pełni przede wszystkim funkcje techniczne, służąc zapewnieniu bezpieczeństwa i niezawodności pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Oprócz bieżącego bilansowania zapotrzebowania na energię elektryczną z jej produkcją, obejmuje również rozliczenia działań bilansujących, niezbędnych do realizacji umów sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym i giełdowym. Wdrożenie wymienianych mechanizmów bilansowania, prowadzonego przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP), wymusiło na uczestnikach rynku udoskonalenie procesu planowania produkcji i zapotrzebowania na energię elektryczną, wyrażonego w formie przedkładanych OSP grafików realizacji zawartych kontraktów handlowych. Przyjęty mechanizm bilansowania wykorzystuje fundamentalną zasadę, zgodnie z którą uczestnicy rynku pokrywają koszty bilansowania w kolejnych okresach rozliczeniowych, związane z błędami prognozy popytu i produkcji energii. Przyjęty sposób bilansowania i rozliczeń mimo pewnych uproszczeń sprawdził się w praktyce. W ramach zdobywania kolejnych doświadczeń podlegał stopniowym modyfikacjom i udoskonalaniu. Wdrożenie od 1 lipca 2002 r. kolejnej zmiany polegającej na wprowadzeniu tzw. rozchylonych cen rozliczeniowych dla odbiorców, wymusiło na nich podjęcie działań ograniczających ryzyko uczestnictwa w RB, a w tym dokładniejsze planowanie zapotrzebowania na energię. Powyższa zmiana ograniczyła również możliwość wykorzystywania RB do uzyskiwania nie zawsze uzasadnionych korzyści finansowych. Wkrótce okazało się, że należy również dokonać analogicznych zmian ograniczających odchylenia (niezbilansowanie) i związane z tym koszty funkcjonowania wytwórców na rynku energii. Wtym celu Operator Systemu Przesyłowego wprowadził z dniem 21 lipca 2003 r. kolejne zmiany do Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, rozszerzające zakres stosowania zróżnicowanych cen zakupu i sprzedaży, modyfikując mechanizm kształtowania cen rozliczeniowych. Pierwsza zmiana polegała na zastosowaniu cen rozliczeniowych odchylenia sprzedaży i zakupu (CROs i CROz) do rozliczeń energii bilansującej nieplanowej dla wszystkich rodzajów jednostek grafitowych rozliczanych na rynku bilansującym, z wyjątkiem jednostek

2 wytwórczych pracujących z załączonym układem regulacji oraz będących w trakcie uruchomienia. Druga modyfikacja polegała na zmianie sposobu wyznaczania ceny rozliczeniowej dla rozliczeń energii wytwarzanej w ramach tzw. generacji wymuszonej. Specyfika funkcjonowania Rynku Bilansującego wymaga stałego doskonalenia jego mechanizmów, stosownie do zachodzących zmian na rynku energii oraz zdobywanych doświadczeń. Powyższe potrzeby potwierdzają aktualne dane o wartości energii bilansującej oraz kosztach ograniczeń systemowych ponoszonych przez uczestników Rynku Bilansującego. Rozliczanie odchyleń nieplanowych wytwórców Potrzeba stałej racjonalizacji kosztów wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej wywołuje z ich strony naturalną presję na dokonywanie kolejnych zmian Regulamin Rynku Bilansującego (RRB). Wnioskodawcami wprowadzanych zmian najczęściej są ci uczestnicy rynku, dla których koszty uczestnictwa w Rynku Bilansującym są nadal bardzo wysokie, pomimo optymalizacji ich pozycji kontraktowych. Konieczność prognozowania z 37-godzinnym wyprzedzeniem, zarówno zapotrzebowania na energię elektryczną przez odbiorców jak i pracy jednostek wytwórczych przez wytwórców, bez możliwości pewnej korekty zgłoszonych grafitów obciążenia do końca planowanego okresu, wywołuje dużo emocji i niezadowolenia. W przypadku odbiorców możliwe jest znaczne zmniejszenie ryzyka ponoszenia wysokich kosztów uczestnictwa w Rynku Bilansującym dzięki doskonaleniu i optymalizacji narzędzi prognozujących zapotrzebowanie. Zastosowane mechanizmy, nawet najbardziej zaawansowane, nie są jednak dostosowane do sytuacji losowych. Szczególnie wytwórcy nie są w stanie przewidzieć z dobowym wyprzedzeniem konieczności natychmiastowego awaryjnego odstawienia bloku. W skrajnie niekorzystnym przypadku wystąpienie awarii bloku, krótko po zakończeniu procesu grafitowania produkcji na dobę następną, bez możliwości ponownego uruchomienia bloku w całym okresie tej doby powoduje, że wytwórca zmuszony jest zakupić na Rynku Bilansującym całą zgrafikowaną energię na objętym awarią bloku energetycznym przez bieżącą i kolejną dobę. Sytuacje takie, poza przypadkami kilkugodzinnych postojów awaryjnych, należą do częściej występujących w praktyce wyłączeń bloków, którym towarzyszą bardzo wysokie koszty zakupu energii na RB. Statystykę postojów awaryjnych bloków Elektrowni Opole, obejmującą kryterium czasu trwania postoju awaryjnego bloku przedstawiono w tabeli 1. Parametrem dobrze opisującym niezawodność pracy elektrowni są następujące wskaźniki: dyspozycyjności - AF (1) i awaryjności - FOR (2).

3 Pomimo wysokiego poziomu prowadzonej działalności remontowej i eksploatacyjnej w Elektrowni Opole, o czym świadczą przedstawione na rysunkach 1,2 dane statystyczne krajowej energetyki, sytuacje takie nie należą jednak do rzadkości w bieżącej działalności eksploatacyjnej elektrowni. Warto przy tym podkreślić, że wskaźnik awaryjności na poziomie kilku procent można uznać za dość dobry wynik. Dążenie do minimalizacji ilości wyłączeń awaryjnych za wszelką cenę należałoby uznać za działanie nieracjonalne, bo wymagające przecież niewspółmiernych do efektów nakładów finansowych i organizacyjnych.

4 Przypadek typowego wyłączenia nieplanowego wystąpił w Elektrowni Opole w dniu 26 marca br. Z powodu nagłego rozszczelnienia się układu wodno - parowego kotła bloku nr 2, zaszła konieczność natychmiastowego awaryjnego wyłączenia bloku tuż przed godz. 12:00. Po rozpoznaniu przyczyn i zakresu awarii okazało się, że szybkie usunięcie skutków zakłócenia nie było możliwe. Blok w okresie poprzedzającym awarię został już niestety zaplanowany do pracy w dobie następnej, więc cała zakontraktowana i zgrafikowana energia dla objętego zakłóceniem bloku, musi być zakupiona przez Elektrownię Opole na Rynku Bilansującym w całym 36-godzinnym okresie objętym cyklem planowania. Przedstawiona sytuacja byłaby ostatecznie do zaakceptowania, gdyby nie dwa istotne dla rozpatrywanego przypadku fakty. W czasie zakłócenia w elektrowni pozostawały w postoju w rezerwie dwa bloki: blok nr 1 (węzeł 110 kv) i blok nr 3 (węzeł 400 kv), które umożliwiały wyprodukowanie energii objętej zawartymi umowami sprzedaży. Obowiązujące jednak zasady funkcjonowania Rynku Bilansującego skutkują zobowiązaniem wytwórców do zakupu energii na tym rynku od innych dostawców nawet wtedy, gdy objęty awarią producent może pokryć brakującą energię z własnej produkcji, uruchamiając pozostające w rezerwie bloki. Tak było również w tym przypadku, co spowodowało poniesienie przez Elektrownię Opole dużych strat finansowych w wysokości około 0,5 mln złotych. Ta druga okoliczność, jaką jest wysokość ponoszonych strat sprawia, że nie można pozostać obojętnym wobec obowiązujących rozwiązań, które posiadają poważne wady. Jak wynika z topologii i charakterystyki pracy przedstawionego na rysunku 3 węzła wyprowadzenia mocy Elektrowni Opole, w stacji 400/110 kv Dobrzeń w dniu opisanej awarii nie było ograniczeń sieciowych, uniemożliwiających wyprowadzenie mocy z pozostających w rezerwie bloków. W zaistniałej sytuacji węzeł 110 kv stacji Dobrzeń mógł być zasilany bezpośrednio z bloku

5 nr 1 lub za pośrednictwem autotransformatora z bloku nr 3. Tak się jednak nie stało, a powodem powstałych ograniczeń były jedynie przeszkody natury formalnej, wynikające z zapisów obowiązującego regulaminu RB. Zasady funkcjonowania RB powodują duże straty nie tylko u wytwórców objętych zakłóceniem, ale także u pozostałych uczestników Rynku Bilansującego, którzy rozliczani są ze swoich odchyleń nieplanowych po cenie CROs. Wszyscy odbiorcy i pozostałe jednostki wytwórcze bez regulacji - muszą zapłacić OSP za ewentualne odchylenia wg znacznie zwiększonych cen CROs. Zwykle ceny CROs kształtują się średnio na poziomie zł/mwh, jednak w przypadkach awarii jednostek wytwórczych ceny te wzrastają często do poziomu zł/mwh. Należy podkreślić, że rozliczanie wytwórcy przez pierwsze sześć godzin awarii bloku wg cen CROs można uznać za uzasadnione - jest to czas niezbędny OSP do ewentualnego uruchomienia innej jednostki dla pokrycia zapotrzebowania w systemie. Potwierdzają to przedstawione w tabeli 2 charakterystyki rozruchowe bloków energetycznych Elektrowni Opole. Jednak rozliczanie tej samej awarii wg cen CROs przez kolejne sześć godzin w nowej dobie występowania awarii, przy pozostawieniu decyzją OSP sąsiedniego bloku tego wytwórcy w rezerwie, trudno jest w racjonalny sposób uzasadnić.

6 Analizując sposób rozliczeń na Rynku Bilansującym w sytuacji zakłóceń można zauważyć, że koszty ponoszone przez wytwórcę i innych uczestników RB nie mają odzwierciedlenia w kosztach faktycznie ponoszonych przez OSP. Wytwórca kupuje energię na Rynku Bilansującym po cenie CROs, która wyznaczana jest na podstawie cen ofertowych (CO) pasm przyrostowych ofert bilansujących wykorzystanych przez OSP do zbilansowania systemu i usuwania ograniczeń systemowych. OSP w takich przypadkach rozlicza się z pozostałymi wytwórcami, których oferty handlowe zostały wykorzystane wg znacznie niższych cen niż CO tj.: wg ceny negocjowanej (CN) lub maksymalnej ceny wytwarzania wymuszonego (CW MAX ). Stosowanie takich zasad wyznaczania cen rozliczeniowych powoduje uzyskiwanie przez OSP trudnych do uzasadnienia dodatkowych przychodów. Obraz rozliczeń obowiązujących na Rynku Bilansującym w poszczególnych godzinach awarii obejmujący wytwórców i OSP przedstawiono w tabeli 3. Propozycje doskonalenia rynku bilansującego Aktualne doświadczenia z funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Polsce wskazują, że konieczne są dalsze szybkie zmiany zasad działania Rynku Bilansującego w Polsce. Część z nich powinno umożliwić wytwórcom pełniejsze wywiązywanie się z realizacji grafików zawartych umów sprzedaży energii oraz dostosowanie ceny rozliczeniowej odchyleń do faktycznie ponoszonych kosztów bilansowania. Wprowadzone zmiany powinny zostać tak opracowane, aby skutecznie poprawić działanie mechanizmów rynkowych: znacznie zmniejszyć wolumen energii będącej przedmiotem transakcji na Rynku Bilansującym oraz zwiększyć bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.

7 W dyskusjach dotyczących wymienionych zmian często podnoszony jest przez OSP problem poważnych trudności we wprowadzeniu wymaganych zmian w istniejących systemach informatycznych obsługujących RB, będących przyczyną braku wdrażania odpowiednich rozwiązań. W tej sytuacji należy w pierwszej kolejności szukać rozwiązań, które przyniosą wymierne efekty, a nie będą generować istotnych kosztów w systemach informatycznych OSP i uczestników rynku. Do tej grupy rozwiązań należą: - zmiany w zasadach rozliczeń wytwórców, które powinny umożliwić kompensowanie odchyleń nieplanowych jednostek wytwórczych w węzłach i grupach węzłów systemu elektroenergetycznego, poprzez uzgodnione z OSP uruchomienie bloku pozostającego w rezerwie; - rozliczanie w wymienionych przypadkach odchyleń nieplanowych wywołanych awariami bloku po cenach CROs jedynie przez pierwsze kilka godzin trwania awarii; - utworzenie grup bilansujących, dla których OSP wyznaczał będzie bieżący plan koordynacyjno-dobowy (BPKD) dla każdej jednostki wytwórczej na dotychczasowych zasadach, a rozliczanie grup będzie wykonywane łącznie dla całego węzła lub grupy węzłów; obciążeniem poszczególnych jednostek wytwórczych sterował będzie wytwórca w ten sposób, aby łączne obciążenie bloków zgodne było z BPKD i spełnione były jednocześnie wszystkie ograniczenia systemowe. Nie wydaje się, aby rozwiązania te wymagały wprowadzania radykalnych zmian w systemach informatycznych obsługujących RB, sprowadzają się bowiem one do nieskomplikowanej zmiany algorytmów rozliczeniowych. Nie należy również zaniechać działań o charakterze bardziej zaawansowanym: - utworzenie wspólnie rozliczanych grup bilansujących, dla których OSP wyznaczać będzie wspólny bieżący plan koordynacyjno-dobowy (BPKD), a wytwórca rozbijając go na plany cząstkowe dla poszczególnych jednostek wytwórczych, zagwarantuje spełnienie wszystkich wskazanych przez OSP ograniczeń systemowych; - wprowadzenie możliwości modyfikowania pozycji kontraktowych w dobie realizacji (projekt takiego rozwiązania został opublikowany przez PSE SA w l kwartale 2004 roku, lecz do chwili obecnej nie doczekał się konkretnych rozwiązań [4]). Propozycje przedstawionych powyżej i innych ważnych zmian doskonalących funkcjonowanie Rynku Bilansującego postulowane były wielokrotnie przez środowisko energetyków odpowiedzialnych za uczestnictwo w tym ważnym dla krajowego systemu elektroenergetycznego segmencie rynku energii elektrycznej [3]. Szkoda, że w nowym materiale przedstawionym przez Zespół ds. rozwiązań systemowych rynku energii elektrycznej, którego pracom przewodniczy Prezes URE, nie znalazły się propozycje możliwości modyfikowania pozycji kontraktowych w dobie realizacji [5]. Celem zespołu jest opracowanie rozwiązań zmierzających do eliminacji negatywnych skutków obecnie funkcjonującego modelu rynku, to jednak zaproponowane zmiany nie zapewnią skutecznego rozwiązania przedstawionych problemów. Szkoda, że ciągle jeszcze nie udaje się wdrożyć postulowanych zmian, mimo że spotkały się one z akceptacją odpowiedzialnego za rynek bilansujący OSP, a korzyści z ich wprowadzenia dotyczyć mogą wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej.

8 LITERATURA [1] Elektroenergetyka Polska Przegląd Statystyczny. Agencja Rynku Energii SA, Warszawa 2004 [2] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Część Szczegółowa nr 1: Regulamin Rynku Bilansującego Energii Elektrycznej w Polsce. PSE Operator SA. Wersja 1.0 z dnia [3] Kononowicz A., Majchrzak H., Witos T.: Wpływ mechanizmów na koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach systemowych. X Konferencja Naukowo-Techniczna Rynek Energii Elektrycznej". Kazimierz Dolny, maj 2003 [4] Projekt rozwiązań w zakresie wprowadzenia na Rynku Bilansującym możliwości modyfikowania pozycji kontraktowych w dobie realizacyjnej - wersja 1.0. PSE SA Warszawa, 2004 [5] Program działań doraźnych dla poprawy jakości funkcjonowania Rynku Energii Elektrycznej -Zespół ds. Rozwiązań Systemowych Rynku Energii Elektrycznej. Warszawa, maj 2005