KONKURENCJA W DOSTAWIE REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH

Transkrypt

1 KONKURENCJA W DOSTAWIE REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH Autor: Paweł Bućko ( Rynek Energii nr 2/2008) Słowa kluczowe: rynki energii, usługi systemowe, regulacja mocy Streszczenie. W artykule przedstawiono analizę aktualnego sposobu pozyskania usług systemowych w zakresie mocy czynnej i rezerw operacyjnych. Wskazano na wady obecnych mechanizmów. Zarysowano kierunek przekształceń rynku regulacyjnych usług systemowych w celu lepszego funkcjonowania w otoczeniu innych segmentów rynku (w szczególności Rynku Bilansującego) oraz zwiększenia moŝliwości konkurencji pomiędzy dostawcami usług. Omówiono problemy decentralizacji rynku usług regulacyjnych. 1. WSTĘP Rynek usług systemowych jest rynkiem pomocniczym, którego funkcjonowanie umoŝliwia konkurencyjne działanie rynku podstawowego, jakim jest rynek energii elektrycznej. Podobnie jak występuje duŝe zróŝnicowanie modeli rynków energii elektrycznej, obserwowane jest duŝe zróŝnicowanie rynków usług systemowych zarówno jeŝeli chodzi o zakres oferowanych usług jak i wprowadzane zasady ich kontraktowania oraz naliczania odpłatności za ich świadczenie. Usługi systemowe w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) są przedmiotem handlu od kilku lat. Zarówno katalog usług jak i zasady naliczania odpłatności podlegają zmianom. Kształtowane są takŝe zasady kontraktowania. Rynek usług regulacyjnych w Polsce rozwija się wolno. Zasadniczy wysiłek organizacyjny jest skierowany na wprowadzenie mechanizmów konkurencji na rynku energii elektrycznej. Powoduje to, Ŝe rynek usług regulacyjnych funkcjonuje jedynie w zakresie ograniczonym praktycznie do elektrowni cieplnych i jedynie w skali systemowej. Zakres jego funkcjonowania nakłada się częściowo na zadania realizowane przez Rynek Bilansujący. Rynek Bilansujący (RB) jest podstawowym narzędziem zapewniającym moŝliwości pozyskania energii niezbędnej do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego w warunkach rynkowych. Konieczność funkcjonowania tego segmentu rynku wynika z technicznych uwarunkowań pracy systemu - głównie konieczności dotrzymania chwilowego bilansu mocy wytwarzanej i odbieranej z systemu. Chwilowy bilans mocy (wymuszony przez chwilowe uwarunkowania techniczne) róŝni się od poziomów produkcji i poboru energii wynikających z pozycji kontraktowych podmiotów rynkowych, które są określane na podstawie umów handlowych, z wyprzedzeniem czasowych w stosunku do ich realizacji. Rynek Bilansujący pełni więc dwie role: mechanizmu bilansowania oraz mechanizmu rozliczeniowego (obejmującego takŝe zasady cenotwórstwa dla energii bilansującej). Przedmiotem składanych ofert na Rynku Bilansującym są głównie rezerwy aktywowane w ramach tzw. regulacji trójnej" {manuallly activated power reserves), jednak chwilowe niezbilansowanie wytwórców często nie jest wynikiem wykorzystania rezerw trójnych" tylko wynika z działania automatycznych układów regulacji: pierwotnej i wtórnej. Rezerwy w

2 ramach regulacji pierwotnej (sekundowej) i wtórnej (minutowej) są kontraktowane przez operatora systemu w ramach odrębnych od RB procedur kontraktowania regulacyjnych usług systemowych. Funkcjonowanie rynku usług regulacyjnych oraz Rynku Bilansującego jest więc istotnie wzajemnie uwarunkowane (zarówno pod względem technicznym jak i rozliczeniowym) a mimo to oba rynki funkcjonują w znacznym zakresie niezaleŝnie jeŝeli chodzi o mechanizmy kontraktowania i ofertowania. 2. USŁUGI SYSTEMOWE W ZAKRESIE REGULACJI MOCY CZYNNEJ Podstawowym warunkiem jaki naleŝy spełnić dla prawidłowej pracy systemu jest konieczność równowaŝenia chwilowego bilansu mocy czynnej w systemie. W systemie elektroenergetycznym nie ma moŝliwości gromadzenia energii elektrycznej (poza elektrowniami akumulacyjnymi np. pompowymi) i dlatego warunek ten jest niezbędny dla utrzymania współpracy równoległej jednostek wytwórczych w systemie. W celu jego realizacji konieczne jest utrzymywanie odpowiedniej rezerwy mocy regulacyjnej i interwencyjnej w systemie. Rezerwy te są uruchamiane w zaleŝności od potrzeb systemu przez automatyczne układy regulacji lub przez dyspozytora systemu. Usługi systemowe w zakresie regulacji mocy czynnej wynikają ze zdolności podmiotów rynku energii elektrycznej do utrzymywania rezerw mocy. Istotnym parametrem, określającym wielkość płatności za te usługi jest więc wielkość mocy udostępnionej do regulacji. Nie mniej istotne są pozostałe parametry techniczne mocy regulacyjnej, z których najczęściej wymienianymi są parametry czasowe dostępu do mocy. Biorąc pod uwagę zdolności podmiotów rynku energii do realizacji wymienionych funkcji, podstawowymi kryteriami przy klasyfikacji usług systemowych w zakresie regulacji mocy czynnej powinny być: sygnały, których zmiana powoduje regulacyjne działania podmiotu, czas rozpoczęcia reakcji i szybkość odpowiedzi na wymuszenie. W pierwszym przypadku sygnałami wymuszającymi regulacyjne zachowania podmiotów mogą być: zmiana częstotliwości w systemie, zmiana (w stosunku do wartości zadanych) mocy wymiany pomiędzy połączonymi systemami lub pomiędzy rynkiem systemowym a rynkami lokalnymi, wymuszenie reakcji regulacyjnej podmiotu przez operatora systemu, w przypadku gdy automatyczne układy regulacji nie doprowadzają do zrównowaŝenia bilansu mocy w systemie lub spodziewane jest pogorszenie warunków bilansowania mocy w systemie i działanie operatora ma na celu zapewnienie zapasu mocy regulacyjnej w przyszłości. Z punktu widzenia ekonomicznych konsekwencji utrzymywania się niezrównowaŝenia bilansu mocy w systemie najbardziej istotnym parametrem, który moŝe przesądzać o klasyfikacji usług systemowych, jest czas trwania niezrównowaŝenia. Definiując moc regulacyjną w oparciu o ten warunek istotne stają się parametry czasowe rezerwy: czas zwłoki od pojawienia się niezrównowaŝenia do rozpoczęcia reakcji dostawcy usługi, szybkość (stromość) odpowiedzi dostawcy na wymuszenie, maksymalny czas dostarczania mocy rezerwowej do systemu (ten parametr moŝe być ograniczany moŝliwościami technicznymi źródeł lub koniecznością odtworzenia zapasu mocy regulacyjnej).

3 W obowiązującej do tej pory klasyfikacji usług systemowych przyjęto za podstawę podział usług wynikający z tradycyjnej klasyfikacji układów regulacji w systemie, wyróŝniając regulację pierwotną, wtórną i trójną. Ten tradycyjny podział na wiele wad wynikających głównie z trudności interpretacyjnych z zakwalifikowaniem do danej grupy oddziaływań regulacyjnych o podobnych charakterystykach czasowych i mocowych, ale wymuszanych przez inne rodzaje regulatorów. Dodatkowe problemy wynikają z tego, Ŝe wiele usług moŝe być realizowane zarówno przez wytwórców jak i przez odbiorców w systemie. PoniewaŜ utrzymywanie rezerw w systemie moŝe mieć róŝne funkcje strategiczne proponuje się wyróŝnienie operacyjnych i strategicznych rezerw mocy. Przez operacyjne rezerwy mocy w systemie będzie się rozumieć rezerwy mocy utrzymywane na potrzeby dyspozycji mocy (organu sterującego na bieŝąco pracą systemu) w celu zapewnienia zdolności systemu do ciągłego równowaŝenia chwilowego bilansu mocy oraz moŝliwości odtworzenia szybkich zdolności regulacyjnych. Przez strategiczne rezerwy mocy w systemie będzie się rozumieć rezerwy utrzymywane przez operatora systemowego w celu zapewnienia długookresowego bezpieczeństwa energetycznego systemu. Rezerwy strategiczne utrzymywane i kontraktowane powinny być w dalszej perspektywie czasowej i nie wykorzystywane przez dyspozycję mocy do bieŝącego prowadzenia ruchu. W niniejszym artykule analizowane są jedynie operacyjne rezerwy mocy. 3. DOSTAWCY USŁUG SYSTEMOWYCH Krajowy system elektroenergetyczny charakteryzuje się znaczną przewagą duŝych elektrowni cieplnych w strukturze mocy zainstalowanej. Fakt ten niestety determinuje takŝe podejście do planowania mechanizmów rynkowych. Analizując rozwiązania przyjęte w konkurencyjnych segmentach rynku energii oraz na rynku bilansującym, a w szczególności na rynku usług systemowych, łatwo zauwaŝyć, Ŝe konstrukcje rynków są dostosowane do specyfiki elektrowni cieplnych oraz ich właściwości regulacyjnych. Katalog usług systemowych jest odwzorowaniem głównych cech regulacyjnych takich bloków i tradycyjnych układów sterowania ich produkcją. O dostawę tak zdefiniowanych usług systemowych konkurują jedynie bloki w elektrowniach cieplnych. Z konkurencji wyłączone są elektrownie wodne i pompowe (o znacząco większych zdolnościach regulacyjnych) tradycyjnie realizujące w systemie rolę regulacyjno-interwencyjną. Nie oznacza to, Ŝe elektrownie takie nie pełnią w systemie roli regulacyjnej -ich zdolności regulacyjne są pozyskiwane za pomocą osobnych mechanizmów. Rynek usług systemowych jest ograniczony wyłącznie do wytwórców. Na mechanizmy regulacji mocy w systemie patrzy się ciągle w tradycyjny sposób jak na dopasowanie produkcji do zapotrzebowania. Nie wykorzystuje się technicznych moŝliwości regulacji po stronie zapotrzebowania. MoŜliwości regulacyjne zapotrzebowania po stronie odbiorców końcowych, firm obrotu i operatorów systemów dystrybucyjnych mogą i powinny być alternatywą dla działań regulacyjnych wytwórców (oczywiście przy porównywalnych parametrach technicznych regulacji). Techniczne moŝliwości pozyskania takich usług istnieją,

4 natomiast o ich ewentualnym wykorzystaniu powinny decydować kryteria ekonomiczne. Aktualnie funkcjonujące rynki systemowych usług regulacyjnych działają w warunkach ograniczonej ilości uczestników. Konkurujące podmioty mają zbliŝone charakterystyki techniczne i zbliŝone uwarunkowania ekonomiczne ich świadczenia. Ogranicza to znacząco warunki konkurencji rynkowej w pozyskaniu usług. JeŜeli rynki usług mają działać jako konkurencyjne konieczne jest umoŝliwienie uczestnictwa w nich dostawcom alternatywnych działań regulacyjnych (innym typom wytwórców, odbiorcom, operatorom). W przeciwnym razie większość rynków usług naleŝy uznać za niekonkurencyjne i mechanizmy ich kontraktacji poddać procedurom negocjacyjnym lub procesom regulacyjnym. 4. KATALOG USŁUG SYSTEMOWYCH W ZAKRESIE OPERACYJNYCH REZERW MOCY CZYNNEJ W celu stworzenia konkurencyjnego rynku usług systemowych proponuje się rozszerzyć tradycyjne pojęcia regulacji pierwotnej i wtórnej (rozumiane najczęściej jako działania wytwórców), zastępując je szerszymi pojęciami rezerwy sekundowej i rezerwy minutowej, obejmującymi takŝe działania odbiorców i operatorów systemowych o podobnych skutkach dla systemu jak regulacja pierwotna i wtórna. Celem działań odbiorców i operatorów powinno być wspieranie (i częściowo zastępowanie) działań regulacyjnych wytwórców, dlatego definiując rezerwy proponuje się grupować je według podobnych kryteriów jak w tradycyjnym podziale, przede wszystkim kierując się ich funkcjonalnym znaczeniem dla systemu oraz moŝliwością wzajemnego współdziałania. Rezerwa sekundowa Zadaniem regulacji sekundowej jest reagowanie na kaŝde zachwianie bilansu mocy w połączonych systemach elektroenergetycznych. Mierzalnym sygnałem informującym o zaburzeniu w bilansie mocy jest zmiana częstotliwości. Regulacja sekundowa powinna być efektywna w czasach dostępu do mocy porównywalnych z regulacją pierwotną. Proponuje się przyjęcie następującej definicji rezerwy sekundowej: Rezerwa sekundowa rezerwa mocy dostępna jako automatyczna reakcja dostawcy usługi na zmianę częstotliwości w systemie, inicjowana przez automatykę obiektową, realizowana bez zwłoki czasowej. Dostarczenie pełnego zakresu mocy udostępnionej w ramach rezerwy sekundowej powinno nastąpić w czasie nie przekraczającym 30 s, przy czym co najmniej połowa tego zakresu powinna być dostarczona w czasie nie przekraczającym 5 s od momentu pojawienia się odchylenia częstotliwości od wielkości zadanej. Rezerwa musi być w pełni efektywna w czasie co najmniej 300 s (5min.) od momentu dostarczenia wymaganego zakresu mocy. Rezerwa minutowa Zadaniem regulacji minutowej jest doprowadzenie do zrównowaŝenia bilansu mocy w ramach tego z połączonych systemów elektroenergetycznych, w którym nastąpiło niezrównowaŝenie. Oznacza to przywrócenie zadanego poziomu częstotliwości w systemie i doprowadzenie do uzgodnionych poziomów przepływów mocy w liniach międzysystemowych. Wynikiem działania regulacji minutowej powinno być odtworzenie rezerwy regulacji sekundowej.

5 Proponuje się przyjąć następującą definicję usługi systemowej zwanej rezerwą minutową: Rezerwa minutowa - rezerwa mocy dostępna w wyniku automatycznej reakcji dostawcy usługi systemowej w odpowiedzi na zmianę sygnału regulacyjnego wysyłanego przez centralny regulator systemowy lub regulator lokalny, realizowana w celu przywrócenia wymaganego poziomu częstotliwości i mocy wymienianych z innymi systemami. Za odpowiadającą wymaganiom rezerwy minutowej przyjmuje się rezerwy mocy: dostępne w czasie do 300 s, efektywnie podtrzymywane przez co najmniej 30 min. Rezerwa godzinowa Zadaniem rezerwy godzinowej jest odtworzenie zakresu rezerwy minutowej w czasie nieprzekraczającym 15 min. W ramach tej rezerwy moŝliwe jest wykorzystywania stosunkowo wielu róŝnych działań wytwórców jak i odbiorców oraz operatorów systemów dystrybucyjnych. RóŜnią się one znacznie parametrami technicznymi, co powinno znaleźć swoje odbicie w zróŝnicowaniu stawek za świadczenie tego typu usług. Zaproponowana definicja powinna takŝe moŝliwie ogólna, pozwalająca na zgrupowanie tych działań w jednej grupie, ze względu na funkcję jaką pełnią w systemie. Proponuje się przyjąć następującą definicję usługi systemowej zwanej rezerwą godzinową: Rezerwa godzinowa - rezerwa mocy utrzymywana u dostawcy usługi systemowej, uruchamiana sygnałem telesterowania lub na polecenie dyspozytora systemu, dostępna w czasie nieprzekraczającym 15 min. Rezerwa godzinowa powinna być efektywnie podtrzymywana w sposób ciągły. Rezerwa odtworzeniowa Celem utrzymywania rezerwy odtworzeniowej jest zapewnienie moŝliwości odtworzenia lub zwiększenia zakresu rezerwy godzinowej, w przypadku, gdy jest to konieczne dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. W warunkach krajowych rezerwa odtworzeniowa utrzymywana jest praktycznie tylko w elektrowniach cieplnych i przewiduje się jej wielkość i alokację w systemie w Planie Koordynacyjnym Dobowym (PKD). Proponuje się następującą definicję rezerwy odtworzeniowej : Rezerwa odtworzeniowa - rezerwa mocy uruchamiana na polecenie dyspozytora systemu, w celu odtworzenia zdolności regulacyjnych systemu, o czasie dostępu do mocy przekraczającym 15 min. Proces uruchamiania jednostki z rezerwy odtworzeniowej powinien rozpocząć się nie później niŝ w 15 minut od wydania polecenia przez OSP i jednostka powinna być zdolna do osiągnięcia minimum technicznego w czasie do 8 godzin. 5. KLASYFIKACJA USŁUG SYSTEMOWYCH Klasyfikację regulacyjnych usług systemowych w zakresie operacyjnych rezerw mocy czynnej, w oparciu o zaproponowane definicje, przedstawiono w tabeli 1.

6 Rezerwy sekundową, minutową i godzinową zaliczyć moŝna do rezerw wirujących w systemie, natomiast rezerwa odtworzeniowa ma charakter rezerwy niewi-rującej (zlokalizowanej w systemie wytwórczym), która jest przeznaczona do uruchomienia jedynie w razie konieczności odtworzenia lub operacyjnego zwiększenia wymaganych zasobów rezerw wirujących. Wiele z wymienionych sposobów realizacji usług nie jest wykorzystywanych w KSE, bądź z braku moŝliwości technicznych, bądź z braku zapotrzebowania na taki sposób dostarczania mocy regulacyjnej, bądź teŝ z braku zainteresowania potencjalnych dostawców rynkiem usług systemowych - wynikającym z braku odpowiednich bodźców ekonomicznych. Przedstawiony katalog naleŝy traktować jako próbę sklasyfikowania wykorzystywanych w systemie sposobów regulacji mocy czynnej i istniejących w systemie rezerw w tej dziedzinie. Oczywiście ten katalog nie wyczerpuje wszystkich potencjalnie moŝliwych reakcji podmiotów systemowych i moŝe być uzupełniany w przypadku pojawienia się lub wykorzystania nowych moŝliwości technicznych. W okresie kreowania rynku usług systemowych powinno się dąŝyć do rozbudowy tego katalogu, po to by spowodować konkurencję pomiędzy potencjalnymi dostawcami. Zaproponowany podział usług systemowych jest kompromisem pomiędzy dotychczasową klasyfikacją (wynikającą głównie z tradycyjnych funkcji układów regulacji i praktyki sterowania obciąŝeniami elektrowni pracujących w systemie), a koniecznością włączenia do usług systemowych nowych moŝliwości regulacji mocy o podobnych czasach dostępu do mocy jakie mają tradycyjne układy regulacji.

7 Spełnienie postulowanego w tym artykule warunku dopuszczenia na rynek operacyjnych rezerw mocy innych podmiotów świadczących usługi (poza wytwórcami) powinno być przeprowadzone w taki sposób by nie pogorszyć bezpieczeństwa energetycznego systemu w perspektywie operatorskiej. Rezerwy regulacyjne świadczone przez odbiorców charakteryzują się gorszymi parametrami dostępu niŝ w przypadku bloków wytwórczych pracujących w układach automatycznej regulacji mocy. Istotną cechą odbiorców jako usługodawcy jest najczęściej brak syme-tryczności zakresu regulacji mocy (głównie wykorzystuje się moŝliwości redukcji zapotrzebowania odbiorców w przypadkach deficytów mocy w systemie). Dostęp do mocy regulacyjnej jest teŝ trudniejszy, konsekwencje wykorzystania rezerwy u odbiorców przekładają się na dłuŝszy okres czasowy. Z rezerw regulacyjnych u odbiorców operator będzie więc prawdopodobnie korzystał jedynie w przypadkach głębszych i dłuŝej trwających deficytów mocy w systemie (np. spowodowanych awariami). Brak pełnej kompatybilności usługi świadczonej przez wytwórców i innych usługodawców powoduje, Ŝe naleŝy ograniczyć ewentualny udział odbiorców (i operatorów systemów rozdzielczych) do dopuszczalnego technicznie poziomu - np. 25% wymaganej w danym okresie doby rezerwy (taka wartość stosowana jest w niektórych systemach amerykańskich). Określenie dopuszczalnego poziomu świadczenia usług rezerw mocy przez odbiorców powinno wynikać z analiz techniczno-ekonomicznych dla lokalnych uwarunkowań systemowych. 6. POZYSKANIE REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH W KSE Ze względu na istotną rolę regulacyjnych usług systemowych dla bezpieczeństwa pracy systemu, proces ich kontraktowania jest dość skomplikowany i podzielony na kilka faz. Problemy bezpieczeństwa pracy systemu naleŝy uwzględniać w perspektywie długo-i krótkookresowej. Etap pierwszy, w którym bezpieczeństwo długookresowe uzyskuje się poprzez kontraktację gotowości do świadczenia usługi. Dla uzyskania wymaganych dla poprawnego działania układów regulacji rezerw mocy czynnej operator ogłasza okresowe przetargi dotyczące gotowości świadczenia usługi. W krajowej praktyce przetargi odbywają się raz w roku. Oferty usługodawców zawierają proponowane stawki za gotowość świadczenia usługi oraz stawki za jej wykorzystanie. Skutkiem rozstrzygnięcia przetargu jest wybór tych dostawców wybranej usługi, którzy są gotowi ją świadczyć po najniŝszych stawkach. Wybrani usługodawcy po wygraniu przetargu otrzymują płatność według stawki za gotowość świadczenia usługi. Aktualnie w praktyce krajowej coroczne negocjacje z wytwórcami dotyczą rezerwy sekundowej i minutowej. Rezerwa godzinowa nie podlega kontraktowaniu (pozyskanie gotowości do jej świadczenia jest nieodpłatne). Drugi etap (zapewniający bezpieczeństwo krótkookresowe) realizowany jest w ramach procedur funkcjonowania Rynku Bilansującego - w uwarunkowaniach krajowych przy tworzeniu planów koordynacyjnych dobowych (PKD). Dla przewidywanych wielkości zapotrzebowania określa się wymagane poziomy zapotrzebowania na rezerwy regulacyjne. Na podstawie ofert cenowych świadczenia usługi (z opisywanego wcześniej przetargu okresowego), uwzględniając systemową dyslokację mocy regulacyjnych dokonuje się rozdziału wymaganych rezerw na usługodawców. Efektem tego etapu jest wybór dostawców usług regulacyjnych w dobie (podokresach doby). Wybrani dostawcy otrzymują płatność za wykorzystanie usługi (według stawek z przetargu okresowego). Mimo, ze etap ten jest realizowany w ramach procedur RB to planowanie wykorzystania rezerw jest realizowane oddzielnie od planowaniu zakupu energii bilansującej. Jest to istotna wada obecnie stosowanych procedur. Jednostki wytwórcze oferują najczęściej jednocześnie operacyjne

8 rezerwy mocy jak i energię bilansującą. Osobny zakup tych towarów (usług) prowadzi do nieoptymalnych decyzji na etapie planowania ich wykorzystania. W skali systemu powoduje to zwiększone koszty funkcjonowania (w zakresie bilansowania zapotrzebowania). W [11] przedstawiono próbę oszacowania tych kosztów. Trzeci etap wykorzystania usługi realizowany jest przez układy automatycznej regulacji (lub na polecenie operatora w przypadku rezerwy odtworzeniowej) i jego efektem jest nadąŝanie produkcji za zmiennym zapotrzebowaniem. Efektem tego etapu jest obserwowane w jednostkach uczestniczących w regulacji niezbilansowanie pomiędzy zadaną wielkością produkcji energii a wielkością zrealizowaną. Niezbilansowanie będące skutkiem udziału w regulacji jest rozliczane w ramach Rynku Bilansującego według aktualnych w danej dobie stawek wytwórcy (złoŝonych w ramach procedury ofertowej na Rynku Bilansującym). W KSE przy tworzeniu PKD przyjmuje się następujące wielkości rezerw operacyjnych: - dla rezerwy sekundowej - od 200 do 300 MW w kaŝdej godzinie doby, - dla rezerwy minutowej - od 700 do 1000 MW w kaŝdej godzinie doby, - dla rezerwy godzinowej - od 4% do 5% zapotrzebowania w KSE w danej godzinie doby, - dla rezerwy odtworzeniowej - w ilości stanowiącej dopełnienie rezerw mocy do 14% sumarycznego zapotrzebowania w KSE. Dla rezerw wirujących (sekundowej, minutowej i godzinowej) przyjęte wielkości mocy rozumie się jako dostępne w przypadku konieczności zwiększenia generacji jak i jej zmniejszenia (+/-). Przy planowaniu rezerw zakłada się symetryczność przedziału regulacji. Wartości mocy przyjęto jako kryteria techniczne do spełnienia nie podlegające bieŝącej optymalizacji techniczno-ekonomicznej. Wartości zapisano w instrukcji IRiESP (i regulaminie pozyskania usług systemowych). Zasadnicze wady obecnego systemu wynikają z kilku przyczyn: - znacznego ograniczenia mechanizmów konkurencji, poprzez ograniczenie liczby uczestników rynku, - ustalanie stawek za gotowość i za wykorzystanie usług na podstawie przetargów rocznych, co znaczne utrudnia funkcjonowanie mechanizmów rynkowych, przy planowaniu wykorzystania usług w planach koordynacyjnych dobowych, - tworzenia katalogu usług w oparciu o tradycyjne algorytmy funkcjonowania układów regulacji mocy w systemie ARCM, które wymagają modyfikacji w warunkach rynkowych, - traktowanie konieczności dyslokacji rezerw mocy w systemie jedynie jako ograniczenia technicznego, w oderwaniu od rozwiązań rynkowych, - włączenie procedur planowania wykorzystania rezerw do mechanizmów Rynku Bilansującego bez jednoczesnego ofertowania dotyczącego stawek za wykorzystanie usług,

9 - rozliczenia za energię produkowaną w ramach wykorzystania usługi rozliczne są według ofert składanych na Rynku Bilansującym. Z wymienionych wyŝej przyczyn, obecny mechanizm kontraktacji usług systemowych moŝna ocenić jako proces negocjacji stawek (przy przetargach okresowych), a przy wykorzystaniu rezerw: jako rozdział obciąŝeń przy prymacie uwarunkowań technicznych. Mechanizmy konkurencji działają w niewielkim i ograniczonym stopniu. Określenie rynek regulacyjnych usług systemowych" naleŝy więc traktować jako sformułowanie trochę na wyrost" - bardziej charakteryzujące intencje jego twórców i stan docelowy, które chcemy osiągnąć niŝ stan obecny. 7. PROPOZYCJE ZMIAN W ZASADACH FUNKCJONOWANIA RYNKU USŁUG SYSTEMOWYCH Zasadniczym celem Rynku Bilansującego jest uzyskanie moŝliwości bilansowania energii w podstawowych okresach kontraktowych przyjętych na rynku energii. W krajowym systemie elektroenergetycznym okresem kontraktowym jest godzina. Zadaniem usług systemowych jest między innymi dostarczenie mechanizmów bilansowania w krótszych okresach czasu (rezerwa sekundowa i minutowa). Naturalnym kierunkiem rozwoju rynków usług powinno być ściślejsze powiązanie kontraktowania takich usług z mechanizmami i okresami rozliczeniowymi na Rynku Bilansującego niŝ to jest obecnie. Postuluje się, by dla zapewnienia długookresowego bezpieczeństwa systemu, kontraktacja gotowości świadczenia usług regulacyjnych odbywała się w okresach rocznych lub dłuŝszych. Podstawą do zawierania takich kontraktów byłaby stawka za gotowość świadczenia usługi. Przy ograniczonej obecnie liczbie uczestników rynku uzasadnione jest prowadzenia negocjacji cenowych dotyczących stawek za gotowość w oparciu o kalkulacje kosztowe dostawców usług. Zasadniczym celem stawki za gotowość jest przeniesienie kosztów wynikających z instalacji układów automatycznej regulacji, dostosowania bloków do regulacji i utrzymywania tych układów w gotowości technicznej. W przypadku przyjęcia dłuŝszych niŝ roczne okresów kontraktowania gotowości do świadczenia usługi, stawki powinny być negocjowane w okresach nie dłuŝszych niŝ roczne. W ramach kontraktów okresowych nie określałoby się stawki za wykorzystanie usługi. W celu silniejszego powiązania mechanizmów kontraktowania usług regulacyjnych z Rynkiem Bilansującym, proponuje się by przenieść proces określania stawki za wykorzystanie do mechanizmów tego rynku (lub wydzielonego rynku działającego równolegle z Rynkiem Bilansującym). Oferty dostawców usług dotyczące postulowanych stawek za wykorzystanie usługi byłyby składane razem (lub z niewielkim przesunięciem czasowym) z ofertami na Rynku Bilansującym. Zadaniem stawki za wykorzystanie usługi jest zrekompensowanie wytwórcy kosztów wynikających z: - unikniętych przychodów na rynku energii, związanych z ograniczeniem moŝliwości produkcyjnych bloków uczestniczących w regulacji, - ewentualnym pogorszeniem sprawności bloków w wyniku konieczności dostosowania punktu pracy podstawowej bloku do potrzeb regulacyjnych. Szczególnie pierwsza z wymienionych grup kosztów jest związana z aktualną sytuacją rynkową i ona jest podstawową przesłanką do bieŝącego ofertowania stawek za

10 wykorzystanie usługi regulacyjnej. Obecnie Rynek Bilansujący działa jako rynek dnia następnego, gdzie oferty są składane z prawie dobowym wyprzedzeniem w stosunku do doby rozliczeniowej. Postuluje się by podobne wyprzedzenie zastosować do ofert za wykorzystanie usług regulacyjnych. Stawki za wykorzystanie usług dotyczyłyby kolejnych godzin doby (przyjętego okresu czasu ofertowania na Rynku Bilansującym). Zasadnicze płatności dla dostawcy usługi systemowej naliczane byłyby w oparciu o dwa rodzaje stawek: - stawek za gotowość ustalanych na podstawie rocznych przetargów, - stawek za wykorzystanie usługi określanych z wyprzedzeniem dobowym. Płatności za gotowość dotyczyłaby okresu, na który usługa została zakontraktowana w przetargu rocznym, a płatność za wykorzystanie ustalana byłaby w cyklu dobowym. Płatności za wykorzystanie mogłyby być określane dwoma róŝnymi sposobami: - na podstawie ceny krańcowej z ofert wykorzystanych przez operatora rynku w danym okresie rozliczeniowym lub - na podstawie ceny ofertowej dostawcy w okresie rozliczeniowym. KaŜdy z tych sposobów ma wady i zalety, opisywane dość szeroko w literaturze przedmiotu. Wydaje się, Ŝe najlepszym rozwiązaniem jest przyjęcie zasady zsynchronizowanej kaŝdorazowo z aktualnymi rozwiązaniami na Rynku Bilansującym. Obecnie tym systemem jest płatność według ceny ofertowej. Wprowadzenie ofertowania stawek za wykorzystanie usług systemowych prowadziłoby do uruchomienia mechanizmów konkurencji w zakresie dostawy usługi. Ułatwiłoby teŝ konkurencyjne zachowania podmiotów w ramach innych rynków, głównie rynku energii elektrycznej. Procesy bilansowania (regulacji) mocy w systemie elektroenergetycznym dotyczą wartości chwilowych, podczas gdy procesy rynkowe realizowane są z wyprzedzeniem dobowym. Sytuacja systemu moŝe ulec istotnej zmianie po zakończeniu procesów kontraktowania. Z tej przyczyny postuluje się wprowadzenie dodatkowych krótszych okresów kontraktowania i korygowania planów dobowych. Wprowadzanie krótszych okresów bilansowania jest często trudne organizacyjnie lecz w miarę wzrostu znaczenia rozwiązań rynkowych nieuniknione. Etapy wprowadzania krótszych niŝ doba okresów ofertowania i kontraktowania powinny być wprowadzane w tym samym czasie na Rynku Bilansującym i rynku usług systemowym. Mogą polegać na podziale doby na kilkugodzinne okresy kontraktowe dopuszczające korektę ofert w stosunku do działającego na ogólnych zasadach rynku dobowego. Integracja (lub daleko idąca synchronizacja procesów ofertowania) rynków operacyjnych rezerw systemowych i energii bilansującej pozwali na jednoczesne planowanie utrzymywania rezerw mocy i energii bilansującej. Zalety jednoczesnej optymalizacji zakupów wielu produktów są przedstawiane w literaturze światowej [1,16] i krajowej [11]. Dla efektywnej optymalizacji planowania operacyjnych rezerw mocy w systemie celowe jest wprowadzenie, poza obecnie funkcjonującym rynkiem dnia następnego, takŝe rynków czasu

11 rzeczywistego" działających z mniejszym wyprzedzeniem czasowym (kilka godzin). Podstawowym elementarnym przedziałem czasu, w którym obecnie prowadzone są rozliczenia w rozwiązaniach krajowych jest godzina. Działanie regulacji sekundowej, minutowej jest w takich rozliczeniach często uśredniane i nie uwzględnia rzeczywistego udziału bloków w regulacji. W rozliczeniach za energię bilansującą, wynikającą z wykorzystania regulacji sekundowej i minutowej naleŝy dąŝyć do wprowadzenia częstszych niŝ godzinowe identyfikacji stanów systemu (np. w okresach kilku minutowych). Wydaje się, Ŝe najbardziej uzasadnione byłoby wprowadzenia rozliczeń wg zasady ex post", na podstawie chwilowych identyfikacji stanów systemu. Dla uproszczenia procesu rozliczeń ceny chwilowe mogą być integrowane w dłuŝszych okresach czasu np. godzinach. 8. ROLA REZERW MOCY NA SYSTEMOWYM I NA LOKALNYCH RYNKACH ENERGII Problemy decentralizacji rynku usług regulacyjnych Regulacja mocy w ramach układu ARCM odbywa się obecnie w oparciu o jeden zagregowany systemowy sygnał uchybu (ACE - uzaleŝniony od częstotliwości i poziomu mocy wymiany z połączonymi systemami). W procesie regulacji nie uwzględnia się lokalizacji mocy regulacyjnych. Przy planowaniu rezerw mocy, w układach regulacji uwzględnia się ich lokalizację systemową starając się uzyskać odpowiednie poziomy rezerw w newralgicznych obszarach systemu. Taki system regulacji sprawdzał się w warunkach współpracy scentralizowanych systemów energetycznych. W warunkach rynkowych ten sposób regulacji wprowadza dodatkowe ograniczenia: - pojawiają się ograniczenia moŝliwości przesyłowych niektórych połączeń systemowych, co bywa szczególnie uciąŝliwe w przypadku połączeń między systemowych, - system regulacji nie jest dostosowany do postulowanej (i wdraŝanej) decentralizacji procesów rynkowych. Rozwój rynków, a w szczególności ewentualne wprowadzenie bilansowania obszarowego, nie będzie praktycznie moŝliwe bez zmiany podejścia do regulacji mocy w systemie. Część funkcji związanych z realizacją zadań regulacji rozpływami mocy powinna być stopniowo rozpraszana np. poprzez zastąpienie zagregowanego sygnału uchybu, sygnałami regulacji indywidualnie przekazywanych do poszczególnych elektrowni. Zindywidualizowane sygnały ARCM mogłyby uwzględniać poza uchybem systemowym takŝe sygnały uchybu generowane przez lokalne regulatory w wyodrębnionych obszarach bilansowych systemu. Postulowane zindywidualizowanie sygnałów uchybu kierowanych do wytwórców umoŝliwiałoby takŝe większe uzaleŝnienie wykorzystania usług od indywidualnych ofert cenowych dostawców. Przy takim modelu handlu energią konieczne jest opracowanie nowych algorytmów sterowania mocą systemu. Szczególnie jest to istotne w odniesieniu do układu regulacji wtórnej ARCM. Dotychczasową strukturę z jednym regulatorem centralnym trzeba będzie zastąpić strukturą hierarchiczną regulacji, w której pojawią się regulatory rynków lokalnych i regulator centralny. Rola regulatorów lokalnych będzie polegała na rozdziale obciąŝeń w ramach rynku lokalnego i na utrzymywaniu salda wymiany z rynkiem systemowym na

12 zadanym poziomie. Regulator systemowy (centralny) będzie regulatorem nadrzędnym, którego podstawowym zadaniem będzie utrzymywanie salda wymiany międzysystemowej na zadanym poziomie. Równolegle ze zmianami sposobu regulacji mocą w systemie mogą następować zmiany w organizacji Rynku Bilansującego i rynków usług systemowych. Wprowadzenie wydzielonych obszarów bilansowania wygeneruje zapotrzebowanie na dostawę usług regulacyjnych w ramach obszarów. Poza rynkiem systemowym będą mogły funkcjonować lokalne Rynki Bilansujące i działające na tych samych obszarach lokalne rynki usług systemowych. Dostawcy usług będą mogli lokować swoją ofertę na rynku systemowym lub lokalnym. Decentralizacja procesów bilansowania moŝe wygenerować dodatkowe impulsy do rozwoju generacji rozproszonej i lepszego wykorzystania zdolności regulacyjnych małych źródeł energii (np. małych elektrowni wodnych). Rola rezerw mocy na rynkach energii W projektach zmian w sposobach operacyjnego sterowania pracą systemu, związanych z wydzieleniem rynków lokalnych, wzrośnie zakres kompetencji i odpowiedzialności operatorów rynków lokalnych, którzy na swoim terenie przejmą częściowo obecne kompetencje OSP. Operator systemu lokalnego powinien kontrolować bilans mocy w swoim obszarze, dąŝąc do utrzymywania mocy wymiany pomiędzy sterowanym przez siebie rynkiem lokalnych a rynkiem systemowym na zadanym poziomie wynikającym z kontraktów na zakup mocy i energii pomiędzy rynkiem lokalnym a systemowym. Przy zdecentralizowanej strukturze regulacji wtórnej konieczne będzie wydzielenie mocy regulowanej przez rynki lokalne i mocy w elektrowniach sterowanej bezpośrednio przez regulator centralny. Pojawi się zatem zapotrzebowanie na operacyjne rezerwy mocy, które powinny być zapewnione dla poprawnej pracy rynku lokalnego (i ta moc będzie prawdopodobnie kontraktowana w ramach rynku lokalnego). Oprócz tego wymagany będzie zapas regulacyjnych rezerw mocy kontraktowanych na potrzeby operatora rynku systemowego. PoniewaŜ w rynkach lokalnych będą uczestniczyć głównie mniejsze źródła (w elektrociepłowniach i starszych elektrowniach a takŝe generacja rozproszona) prawdopodobnie (przynajmniej w pierwszym okresie funkcjonowania rynków lokalnych) moŝe pojawić się problem niemoŝności zakontraktowania na tym rynku wystarczającej mocy dostępnej w rezerwach operacyjnych. W takim przypadku operatorzy rynków lokalnych będą prawdopodobnie zainteresowani dokupywaniem" brakującej mocy regulacyjnej w ramach rynku systemowego. W przypadku braku mocy regulacyjnej na pokrycie niezrównowaŝenia mocy na rynku lokalnym będzie następował import mocy z rynku systemowego, czyli będą wykorzystywane rezerwy na rynku systemowym -podobne rozwiązania przyjmuje się w przypadku kontraktów między systemowy eh na rezerwy mocy. Zadaniem operatora rynku systemowego będzie więc kontraktowanie mocy regulacyjnej w ilości koniecznej na: - pokrycie potrzeb regulatora centralnego i - zgromadzenie dodatkowej mocy regulacyjnej, która pozwoli zaspokoić zapotrzebowanie rynków lokalnych na uzupełnienie potrzeb, które nie zostaną zrealizowane w systemach

13 lokalnych. Szczególnie trudna rola przypadnie więc OSP, który będzie musiał określać nie tylko potrzeby rynku systemowego, ale takŝe przewidywać sytuację na rynkach lokalnych i zapewniać bezpieczną ich pracę. MoŜe to prowadzić do sytuacji, w której wartość rezerw operacyjnych będzie wyŝsza na rynku systemowym niŝ na rynkach lokalnych. Dostawcy usług systemowych będą starali się sprzedać usługę w pierwszej kolejności na rynku systemowym. MoŜe to prowadzić do ucieczki" mocy regulacyjnej z rynków lokalnych na systemowy i dalsze pogłębianie deficytów mocy regulacyjnej dostępnych na rynkach lokalnych. Zjawisko to moŝna ograniczyć poprzez wprowadzenie barier natury technicznej (np. wyŝsze wymagania dotyczące parametrów mocy regulacyjnej na rynku systemowym) lub prawnej (np. wymuszając na dostawcach energii na rynek lokalny handel usługami systemowymi jedynie na rynku lokalnym). MoŜliwym rozwiązaniem problemu byłoby kontraktowanie usług systemowych przez jeden, wydzielony podmiot rynkowy ( dostawcę usług systemowych"), który by odsprzedawał tę moc na rynkach lokalnych i systemowym w zaleŝności od potrzeb dokonując odpowiedniej dyslokacji zapasów mocy regulacyjnej. Tworzenie rynków usług systemowych Rynki usług systemowych powinny być tworzone na szczeblach operatorskich systemu. W ramach tworzonych rynków usług systemowych, w chwili obecnej moŝna wymienić potencjalne podmioty tych rynków wymienione niŝej. 1. Rynek systemowy (związany z siecią przesyłową najwyŝszych napięć, naleŝącą do PSE): - Usługobiorca: operator systemu przesyłowego; - Usługodawcy: elektrownie systemowe, operatorzy systemów lokalnych, odbiorcy podłączeni do sieci 400 kv lub 220 kv, operatorzy połączonych systemów; 2. Rynki lokalne (związane z siecią 110 kv i sieciami średnich napięć naleŝącymi do spółek dystrybucyjnych): - Usługobiorca: operator systemu dystrybucyjnego, - Usługodawcy: operatorzy innych systemów lokalnych, elektrownie lokalne, odbiorcy, operator systemu przesyłowego. We wszystkich wymienionych sposobach kształtowania odpłatności za świadczone usługi szczególna rola przypada operatorom. W kaŝdym przypadku operator jest wyłącznym (lub uprzywilejowanym) usługobiorcą w ramach sterowanego przez siebie rynku (systemowego lub lokalnego). Usługobiorca jest zobowiązany do minimalizacji kosztów zakupu usługi. Jednocześnie na rynku usług działa wielu potencjalnych usługodawców. Narzuca to określony kształt rynku, w którym usługobiorca wykorzystując swoją uprzywilejowaną pozycję na rynku dąŝy do minimalizacji cen zakupu, starając się ograniczyć zachowania monopolistyczne lub mające charakter zmowy wśród usługodawców. W interesie operatora systemu jest zatem rozdrobnienie" zakupu usług (w celu zapewnienia konkurencji pomiędzy usługodawcami i podwyŝszenia niezawodności dostawy usługi).

14 9. PODSUMOWANIE W warunkach krajowych rynek regulacyjnych usług systemowych jest mało konkurencyjny. Postuluje się następujące zmiany mogące poprawić warunki konkurencji rynkowej. 1. Wprowadzenie zasady składania bieŝących ofert cenowych na dostawę usług regulacyjnych w cyklach dobowych w uzupełnieniu okresowych przetargów na gotowość świadczenia usługi. 2. Koordynacja zasad zakupu usług z regułami funkcjonowania Rynku Bilansującego. 3.Zwiększenie liczby uczestników rynków usług systemowych poprzez uwzględnienie alternatywnych dla tradycyjnych układów regulacji moŝliwości innych podmiotów rynku (elektrowni rozproszonych, odbiorców, operatorów systemów dystrybucyjnych). 4. Prowadzenie stopniowej decentralizacji procesów sterowania mocą w systemie z jednoczesną decentralizacją procesów rynkowych. Efektem decentralizacji będzie wydzielenie obszarowych rynków usług regulacyjnych, powoływanych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych, LITERATURA [1] Arroyo J.M., Galina F.D.: Energy and Reserve Pricing in Security and Network-Constrained Electricity Markets. IEEE Trans, on Power Systems, vol. 20, no. 2, May [2] Bucko P.: Problems of Ancillary Services of Pumped Storage Plants in the Polish Energy Market. Conference Hydro Making hydro more competitive." Bern, Switzerland 2-4 October [3] Bucko P.: Rola rynku bilansującego w kształtowaniu konkurencyjnych rynków energii w Polsce. Energetyka Nr 7/2003. [4] Bucko P.: Rozliczenia za usługi systemowe na rynkach energii elektrycznej. Zeszyty Naukowe Politechniki Gdańskiej nr 583 seria Elektryka nr 86, Gdańsk [5] Bucko P.: Usługi systemowe w zakresie regulacji mocy czynnej. W: Problemy systemów elektroenergetycznych. Pod. red. K. Wilkosza. Wrocław: Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, [6] Bujko J., Halawa T.: Jak zmniejszyć koszty uczestnictwa bloków energetycznych w automatycznej regulacji mocy i częstotliwości (ARCM)? Energetyka Nr 12/2005. [7] Kalinowski T., Malko J., Wilczyński A.: Usługi - nowy towar na rynkach energii elektrycznej. Energetyka" Nr 9, [8] Kaproń H.: Teoria konkurencji producentów energii elektrycznej. Rynek Energii 2007, nr 6.

15 [9] Kasprzyk S.: Rynek regulacyjnych usług systemowych. Konferencja Rynek Energii Elektrycznej", Kazimierz Dolny, kwietnia [10] Kirlch L.D., Rajaraman R., Clark C.: Costing and Pricing Electric Power Reserves. Laurits R. Christensen Associates, Inc & EPRI (USA), December [11] Korab R.: Łączna optymalizacja energii bilansującej i operacyjnych rezerw mocy na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej. Przegląd Elektrotechniczny nr 9/2006. [12] Lewandowski S., Kiełbasa W., Kibler W.: Usługi systemowe na rynkach energii. Konferencja Rynek Energii Elektrycznej", Kazimierz Dolny, kwietnia [13] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Dz. U. Nr 93 z 2007 r., poz [14] Toczyłowski E.: Bezpieczeństwo energetyczne za wysoką cenę? Energetyka Cieplna i Zawodowa. Nr 5/2006. [15] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 89 z 2006 r., poz. 625, z późniejszymi zmianami). [16] Wu T., Rothleder M., Alaywan Z., Papalexopoulos A.D.: Pricing Energy and Ancillary Services in Integrated Market Systems by an Optimal Power Flow. IEEE Trans, on Power Systems, vol. 19, no. 1, February [17] Xing Wang, Yong-Hua Song, Qiang Lu: A Coordinated Real-Time Optimal Dispatch Method for Unbundled Electricity Markets. IEEE Transactions of Power System, Vol. 17, No. 2, COMPETITION BETWEEN ANCILLARY SERVICES PROVIDERS Key words: energy markets, services market, power balancing Summary. In this paper, the critical analysis of the current ancillary services market in the field of power balancing were discussed. The drawbacks of current mechanism were pointed. Problems of ancillary services markets development were discussed. Futurę structure of the market has been proposed for better operation in energy market environment (especially under circumstances of Balancing Market). Competition of ancillary services providers should increase. The problem of the ancillary services market decentralization were discussed. Paweł Bućko, dr inŝ., Katedra Elektroenergetyki, Politechnika Gdańska, ul. Narutowicza 11/12, Gdańsk. Działalność naukowa autora związana jest z ekonomiką energetyki ze szczególnym uwzględnieniem problematyki programowania rozwoju systemów energetycznych w uwarunkowaniach rynkowych. Jest audytorem energetycznym i zajmuje się problematyką racjonalnego uŝytkowania energii, pbucko@ely.pg.gda.pl