Aktywny odbiorca energii elektrycznej na rynku bilansującym w Polsce

Transkrypt

1 Aktywny odbiorca energii elektrycznej na rynku bilansującym w Polsce Andrzej Midera PSE Operator S.A. Wprowadzenie W ramach prac OSP w obszarze Reakcji Strony Popytowej jest prowadzony projekt pt. Analiza możliwości aktywnego uczestnictwa odbiorców w rynku bilansującym (RB) poprzez składanie ofert bilansujących redukcji obciążenia. Obejmuje on analizę uwarunkowań technicznych wdrożenia aktywnego udziału odbiorców w bilansowaniu zasobów systemu elektroenergetycznego, a także określenie zainteresowania odbiorców w tym zakresie. Celem niniejszego artykułu jest przedstawienie rozwiązania dla aktywnego udziału odbiorców w rynku bilansującym (RB), opartego na dotychczasowych wynikach prac zespołu działającego w OSP. 1. Czym jest DSR? Reakcja Strony Popytowej (ang. Demand Side Response, DSR) oznacza dobrowolne działanie odbiorcy powodujące zmianę wielkości jego zapotrzebowania na dobra lub usługi. Działanie odbiorcy jest inicjowane przez bodźce ekonomiczne (jak ceny 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 wynagrodzenie określone w umowie. Główne cechy mechanizmów DSR to: dobrowolność działań podejmowanych przez odbiorcę, aktywność odbiorcy w odpowiedzi na potrzeby systemu elektroenergetycznego, wpływanie odbiorcy na kształtowanie krzywej obciążenia przez 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. 10

2 Programy taryfowe są przeznaczone dla sprzedawców energii elektrycznej. Mają na celu długoterminowe zwiększenie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, co można uzyskać wpływając na zachowania odbiorców energii w zakresie zużycia energii elektrycznej. Chodzi o zwiększenie efektywności zużycia przez odbiorców energii elektrycznej, prowadzącej do optymalizacji dobowej krzywej zużycia energii elektrycznej. Najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na zachowania odbiorców są koszty energii i ich świadomość. Programy bodźcowe pozwalają głównie na redukcję maksymalnych obciążeń szczytowych, kiedy ceny są wysokie na skutek takich zdarzeń, jak awarie czy wzrost zapotrzebowania. Z tego względu są dedykowane operatorom systemów elektroenergetycznych. Takie programy dostarczają operatorowi zasoby, które mogą być wykorzystane do bieżącego bilansowania podaży i popytu energii elektrycznej, a także do zapewnienia bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Mogą to być programy, w których operator inicjuje zredukowanie mocy obciążenia przez odbiorcę, jak i programy wymagające od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu 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). Zachęcają one odbiorców do zaoferowania redukcji obciążenia za cenę, za którą są gotowi dokonać takiej redukcji. Do tej grupy zalicza się proponowana przez OSP koncepcja aktywnego udziału odbiorców w RB poprzez składanie ofert bilansujących redukcji obciążenia. 2. Ogólna charakterystyka aktywnego udziału odbiorców w rynku bilansującym (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 zwiększeniu 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 ). Uczestnicy Rynku Bilansującego (URB), dysponujący tymi JG Oa, będą składali dla nich oferty bilansujące redukcji obciążenia. Oferta redukcji obciążenia, analogicznie jak w przypadku Jednostek Grafikowych Wytwórczych aktywnych (JG Wa ), dotyczy poszczególnych JG Oa i 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 z odpowiadającą jej ceną ofertową redukcji. W ramach oferty bilansującej redukcji obciążenia dla każdej godziny doby będzie wymagane również zgłaszanie planowanej wielkości poboru mocy przez daną JG Oa. Poza danymi handlowymi w ramach oferty bilansującej będą także przekazywane 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 i maksymalny czas trwania redukcji obciążenia. OSP w procesie zgłaszania danych handlowych i technicznych na NERGETYKA nr 4 (10) /

3 RB będzie dokonywał weryfikacji zgłoszonych ofert bilansujących redukcji obciążenia. 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). Informację o planie wykorzystania ofert redukcyjnych obciążenia OSP 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 też wykorzystywane przy wyznaczaniu ceny rozliczeniowej odchylenia na RB. Powinno to pozytywnie wpłynąć na przeciwdziałanie sile rynkowej wytwarzania i zapobiec 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 umożliwia pełnego wykorzystania korzyści z wdrożenia aktywnego udziału odbiorców posiadających odbiory sterowalne w bilansowaniu zasobów systemu elektroenergetycznego. Stosowany mechanizm cen na RB, tzn. jednolita cena 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 dla wyznaczenia maksymalnej możliwej redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach systemu, przy której będą jeszcze spełnione kryteria niezawodnościowe. Oznacza to, że wielkość redukcji pozostanie neutralna z punktu widzenia stosowanego mechanizmu modelowania ograniczeń sieciowych. Jest to pewne uproszczenie, wynikające bezpośrednio w obowiązującym modelu rynku z braku możliwości zdefiniowania ograniczeń uwzględniających wymagania w stosunku do pracy jednostek wytwórczych aktywnych w zależności od wykorzystania redukcji obciążenia JG Oa. Obecnie są prowadzone prace nad nowym modelem rynku energii elektrycznej, bazującym na zasadzie security-constrained unit commitment and economic dispatch (SCUC; SCED). Jest on wolny od wskazanego wyżej 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. 12

4 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 ), definiowaną 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 Uczestników Rynku Detalicznego URD ( FD MB) i przez 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 (URBOK), Odbiorca sieciowy (URBSD), Przedsiębiorstwo Obrotu (URBPO). Warunkiem formalnym posiadania JG Oa przez URB i zgłaszania dla niej danych handlowych i technicznych na RB, będzie posiadanie umowy przesyłania z OSP. W umowie 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 trakcie 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 dla tej JG Oa zobowiązany do: zgłaszania do OSP zawartych Umów Sprzedaży Energii, zgłaszania do OSP ofert bilansujących redukcji obciążenia, w tym zgłaszania planowanego poboru mocy, 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 konieczność spełnienia dodatkowych wymagań technicznych. Najważniejsze wśród nich to: indywidualne liczniki zużycia energii JGOa 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 z uwagi na bieżące uwarunkowania techniczne). Wymagania techniczne dla układów pomiarowych (liczników) do rozliczeń 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 jest zlokalizowane 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 służących 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 wymagań dla aktywnego udziału odbiorów sterowalnych odbiorców w RB należą: zdalny odczyt danych pomiarowych z systemów automatycznej rejestracji danych oraz udostępnianie i pozyskiwanie danych pomiarowych przez system WIRE. NERGETYKA nr 4 (10) /

5 4.2. 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 a OSP będzie odbywała się w formie dokumentów elektronicznych poprzez system WIRE. Zgłoszenie oferty 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. Podstawowymi danymi przekazywanymi OSP w części handlowej oferty bilansującej redukcji obciążenia będą: cena za uruchomienie redukcji obciążenia JGOa, planowana wielkość poboru mocy przez JGOa 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 10. Dane przekazywane OSP w części technicznej oferty bilansującej redukcji obciążenia to: współczynniki odciążania/dociążania JGOa, 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 obecny 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) i 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 14

6 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 będzie energia bilansująca nieplanowana (ΔEDZ = ED-EZ, ΔESR = ES-ER) oraz energia bilansująca planowana (ΔEZS = 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. 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 rozliczeniach 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 została zrealizowana 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. NERGETYKA nr 4 (10) /

7 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 rozwiniętych wskazują, że wdrożenie aktywnego udziału w RB odbiorców posiadających odbiory sterowalne pozwala na zmniejszenie kosztów bilansowania systemu elektroenergetycznego i 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 zespołu projektowego. Obecną funkcję pełni od 2008 r. wdrożeniem analizowanego rozwiązania w obecnym modelu rynku będzie przede wszystkim zależało od wyników ankiety nt. zainteresowania tymi rozwiązaniami wśród 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 mechanizmu modelowania ograniczeń sieciowych. Zostaną też uwzględnione złożoność i koszty dostosowania obecnego modelu. W kolejnym kroku, po wyrażeniu zainteresowania proponowanymi rozwiązaniami przez odbiorców i pozytywnym wyniku wskazanych powyżej analiz, będzie konieczne wdrożenie szczegółowych zmian w aktach wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne. W szczególności przepisy dotyczące sposobu bilansowania systemu elektroenergetycznego będą musiały zostać zaktualizowane o zasady uwzględniania ofert bilansujących redukcji obciążenia. Ponadto zaproponowane rozwiązanie będzie musiało uzyskać akceptację URE, m.in. przez 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. Artykuł powstał na podstawie materiału informacyjnego przedstawionego podczas warsztatów organizowanych przez PSE Operator w dniu 16 listopada 2011 roku. Mgr inż. Andrzej Midera, absolwent Wydziału Elektroniki i Technik Informacyjnych Politechniki Warszawskiej, kierownik Wydziału Analiz Rynkowych w Departamencie Usług Operatorskich PSE Operator. Od początku kariery zawodowej jest związany z tematyką rynku energii elektrycznej, a w szczególności z mechanizmami efektywnego techniczno-handlowego bilansowania systemu elektroenergetycznego. Od 2004 r. był zatrudniony w EPC S.A. jako konsultant, członek/kierownik NE 16