Problematyka rozliczenia odchyleń elektrowni wiatrowych w ramach rynku bilansującego dobowo-godzinowego

Transkrypt

1 Mieczysław Wrocławski ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna S.A. Problematyka rozliczenia odchyleń elektrowni wiatrowych w ramach rynku bilansującego dobowo-godzinowego Ze względu na wysokie ceny energii elektrycznej produkowanej w elektrowniach wiatrowych spółki dystrybucyjne nie są zainteresowane jej zakupem poza limit obowiązujący, gdyż nie są w stanie przenieść tych kosztów na odbiorców końcowych. Rozporządzenie zielone w obecnym kształcie przenosi problem sprzedaży energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych przede wszystkim na inwestorów, gdyż to oni muszą zabiegać o zapewnienie sobie zbytu na energię wytworzoną i to w kontraktach o długości co najmniej pokrywający okres kredytowania. Drugim poważnym problemem jest prowadzanie rozliczeń w warunkach rynku dobowo godzinowego w obecnym jego kształcie. Po zmianach Regulaminu Rynku Bilansującego 1 lipca 2002 i wprowadzenia cen rozchylonych koszty uczestnictwa w rynku bardzo wzrosły. Znaczne zróżnicowanie cen: ceny rozliczeniowej CRO, ceny sprzedaży przez rynek bilansujący CROs sięgające wysokości 700 zł i ceny zakupu przez rynek bilansujący CROz sięgające wysokości 50 zł uniemożliwiają odstąpienie spółek dystrybucyjnych od grafikowania i rozliczenia odchyleń energii wyprodukowanej w elektrowniach wiatrowych. Jeśli spółki dystrybucyjne nie uwzględnią w pakiecie zapotrzebowania swojej jednostki grafikowej pracy elektrowni wiatrowych a będą one produkować energię, to w wyniku powstałych odchyleń będą musiały sprzedać na rynku bilansującym energię zakupioną w kontraktach po cenie CROz. Poniosą z tego tytułu stratę średnio zł/mwh. Jeśli założą pracę tych elektrowni a produkcji nie będzie będą musiały zakupić energię z rynku bilansującego po cenie CROz i poniosą stratę od 100 do 600 zł / MWh mając na uwadze ceny dotychczas występujące. Straty mogą być większe, gdyż cena CROz może osiągać nawet 1500 zł/mwh Lokalizacja elektrowni wiatrowych zdeterminowana jest występowaniem względnie stałej wietrzności i koszty te musieli by ponieść odbiorcy kilku północnych spółek

2 dystrybucyjnych w imieniu odbiorców całego kraju. Nie pozwala na to przede wszystkim Prawo energetyczne: Art. 4 mówi, że przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii mają obowiązek zapewniać wszystkim podmiotom świadczenie usług polegających na przesyłaniu energii wytwarzanych w kraju, z uwzględnieniem warunków technicznych i ekonomicznych, na warunkach uzgodnionych przez strony w drodze umowy przy czym świadczenie tych usług nie może obniżać niezawodności dostarczania oraz jakości paliw lub energii poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami, a także nie może powodować niekorzystnej zmiany cen oraz zakresu dostarczania paliw lub energii do innych podmiotów przyłączonych do sieci. Art. 16 mówi, że przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej sporządzają dla swego obszaru działania plany rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną, które obejmują przedsięwzięcia w zakresie modernizacji rozbudowy albo budowy sieci oraz ewentualnych nowych źródeł energii elektrycznej w tym źródeł odnawialnych. Przy czym plany te powinny zapewniać minimalizację nakładów i kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne, tak aby nakłady i koszty nie powodowały w poszczególnych latach nadmiernego wzrostu cen i stawek energii elektrycznej przy zapewnieniu ciągłości, niezawodności i jakości dostaw. Ponadto Rozporządzenie ministra gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców mówi, że operator systemu rozdzielczego jest obowiązany do prowadzenia ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej w sposób zapewniający bezpieczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego oraz równe traktowanie stron. Aby uciec od cen rozchylonych wytwórcy powinni stać się uczestnikami rozszerzonego rynku bilansującego uwzględniającego podmioty przyłączone również do sieci średnich napięć choć obecny regulamin tego nie przewiduje. Obecny Regulamin Rynku Bilansującego przewiduje rozszerzenie rynku tylko do podmiotów przyłączonych do sieci 110 kv. Wówczas rozliczenie odchyleń, jako jednostek grafikowych wytwórczych mogłoby odbywać się po cenie CRO.

3 Całkowite zwolnienie tych jednostek z obowiązku grafikowania i rozliczeń z tym związanych jest zatem rozwiązaniem niezgodnym z prawem. Koszty związane z nieokreśloną pracą wiatrowych jednostek wytwórczych, musiały by byś uznane przez URE jako koszty uzasadnione i przeniesione na spółki dystrybucyjne a w konsekwencji na odbiorców końcowych przyłączonych do sieci. Kłóciło by się to z ideologią wprowadzenia rynku energii a zwłaszcza rynku dobowo godzinowego mającego na celu racjonalną gospodarkę elektroenergetyczną prowadzącą do obniżenia cen energii. Należy poszukać innych rozwiązań polegających na minimalizacji kosztów rozliczenia odchyleń wiatrowych jednostek wytwórczych. Jednym z takich rozwiązań może być grafikowanie grupy farm wiatrowych. Myślę, że Instytut Energetyki, w ramach wykonywanej, na zlecenie PSE S.A., ekspertyzy przyłączenia farm wiatrowych zaproponuje odpowiednie zapisy. ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna S.A. przygotowuje się do złożenia oferty pełnienia funkcji OHT dla tych podmiotów.

4 Sierpniowe ceny Rynku Bilansującego 700,00 600,00 500,00 cena [Pln] 400,00 300,00 200,00 100,00 0, dzień średnia cena CRO średnia cena CROz średnia cena CROs max cena CROs min cena CROz

5 Październikowe ceny Rynku Bilansującego 600,00 500,00 400,00 cena [Pln] 300,00 200,00 100,00 0, dzień średnia cena CRO średnia cena CROz średnia cena CROs max cena CROs min cena CROz

6 Grudniowe ceny Rynku Bilansującego 700,00 600,00 500,00 cena [Pln] 400,00 300,00 200,00 100,00 0, dzień średnia cena CRO średnia cena CROz średnia cena CROs max cena CROs min cena CROz

7 Sierpniowe ceny Rynku Bilansującego cena [Pln] dzień średnia cena CRO min cena CRO max cena CRO

8 Październikowe ceny Rynku Bilansującego cena [Pln] dzień średnia cena CRO min cena CRO max cena CRO

9 Grudniowe ceny Rynku Bilansującego cena [Pln] dzień średnia cena CRO min cena CRO max cena CRO

10 1. Informacja o elektrowniach wiatrowych nie przyłączonych do sieci 110kV, dla których wydano WP. Załącznik nr1 L.p Nazwa Wytwórcy, lokalizacja, adres Moc zainstalowana MW Elektrownie zlokalizowane w okolicach Łęczyc 12,75 Elektrownie zlokalizowane w okolicach Świetlina 3,75 Elektrownie zlokalizowane w okolicach Witków i Wysokie Typ urządzeń 17xNEG-MICON NM 750/44 Uwagi określono WP, przyłaczenie: GPZ (odcz) abonencki. Do linii 110kV Bożepole - Lębork 5xNEG-MICON NM określono WP, przyłaczenie: GPZ (odcz) abonencki. 750/44 Do linii 110kV Bożepole - Lębork 44 50xVESTAS V52 Razem 60,5 MW określono WP, przyłaczenie: GPZ (odcz) abonencki. Do linii 110kV Bożepole - Lębork 2. Informacja o elektrowniach wiatrowych, dla których trwa wydawanie WP do sieci 110 kv L.p. Nazwa Wytwórcy, lokalizacja, adres Moc zainstalowana MW Typ urządzeń Uwagi Elektrownie wiatrowe w okolicach Gniewina 60 Elektrownie w okolicach miejscowości Długie Pole gm. Cedry Elektrownie zlokalizowane w okolicach miejscowości Sulicice i Starzyński Dwór 17xENERCON E- 40, 22xE-66, 3xNORDEX N-80 22,95 27xVESTAS V xVESTAS V80 uzgodnienia WP z PSE, przyłączenie: GPZ (H4) abonencki. Do linii 110kV Żarnowiec-Bożepole ekspertyza, przyłączenie: GPZ (H4) abonencki. Do linii 110kV Błonia - Tczew uzgodnienia WP z PSE, przyłączenie: GPZ (H4) abonencki. Do linii 110kV Żarnowiec-Władysławowo ekspertyza, przyłączenie: (GPZ + linia 110kV) Elektrownie wiatrowe - lokalizacja Morze Bałtyckie xVESTAS V80 4 abonenckie. Do R-110 Żarnowiec 5 6 Elektrownie wiatrowe lok. okol. Gniewina, gm. Gniewino Elektrownie wiatrowe lok.łebcz gm. Puck xVESTAS V80 6xNEG-MICON NM1500C/72 uzgodnienia WP z PSE i ZE Słupsk, przyłączenie: GPZ (odcz) abonencki. Do linii 110kV Opalino - Wicko ekspertyza, przyłączenie: GPZ (odcz) abonencki. Do linii 110kV Żarnowiec - Władysławowo

11 Elektrownie wiatrowe lok. Mierzyno, gm. Gniewino 7 60 ekspertyza, przyłaczenie: GPZ (odcz) abonencki. Do 30xVESTAS V80 linii 110kV Opalino-Wicko Elektrownie wiatrowe - lokalizacja Morze Bałtyckie uzgodnienia WP z PSE, przyłączenie: (GPZ + linia 50xVESTAS V80 110kV) abonenckie. Do R-110 Żarnowiec Elektrownie zlokalizowane w okolicach Gnieżdzewa,gm.Puck Elektrownie zlokalizowane w okolicach miejscowości Przejazdowo Elektrownie zlokalizowane w okolicach Zwarcienka gm. Choczewo Elektrownie zlokalizowane w okolicach Chynowa gm. Gniewino Elektrownie zlokalizowane w okolicach Zwarcienka gm. Choczewo 34 17xVESTAS V xVESTAS V xVESTAS V xREPOWER MD xDEWIND-D8 Razem 666,95 MW uzgodnienia WP z PSE, przyłączenie: GPZ (odcz) abonencki. Do linii 110kV Żarnowiec-Władysławowo ekspertyza, przyłączenie: (GPZ + linia 110kV) abonenckie. Do R-110 Błonia ekspertyza, przyłączenie: GPZ (H4) abonencki. Do linii 110kV Opalino - Wicko ekspertyza, przyłączenie: GPZ (odcz) abonencki. Do linii 110kV Żarnowiec-Bożepole ekspertyza, przyłączenie: GPZ (H4) abonencki. Do linii 110kV Opalino - Wicko 3. Udzielono informacji dla iwestorów deklarujących 50 MW budowę elektrowni wiatrowych o mocy 4. Moc elektrowni, dla których wydano Wp do sieci SN, z podziałem na GPZ-ty lp Nazwa GPZ-tu Moc [MW] 1 GPZ Władysławowo 6,25 2 Subkowy 5,1 3 Reda 1,7 4 Skarszewy 6,8 5 Cedry 5,1 6 Starogard 12 7 Bożepole 1 Razem 37,95 MW

12