IRiESP - Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi

Transkrypt

1 IRiESP - Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi spotkanie informacyjne dotyczące modyfikacji zasad Rynku Bilansującego zawartych w Karcie aktualizacji nr CB/16/2016 IRiESP Konstancin-Jeziorna, 5 października 2016 roku

2 Plan prezentacji Wprowadzenie Zakres i cel zmian Specyfikacja podstawowych zasad funkcjonowania Rynku Bilansującego uwzględniających wdrażane rozwiązania 2

3 Wprowadzenie Projekt Karty aktualizacji nr CB/16/2016 obejmuje Modyfikację zasad pozyskiwania i rozliczania operacyjnej rezerwy mocy (ORM) Modyfikację zasad udziału odbiorców aktywnych w Rynku Bilansującym (RB) Modyfikację zakresu świadczenia usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP Proces konsultacji zmian IRiESP r. publikacja projektu Karty aktualizacji nr CB/16/2016; rozpoczęcie procesu konsultacji zmian IRiESP instrukcja@pse.pl adres poczty elektronicznej, pod który należy przekazywać uwagi numer faksu, na który należy przekazywać uwagi Uwagi należy zgłaszać na Formularzu zgłoszeniowym uwag do projektu Karty aktualizacji nr CB/16/2016 IRiESP - Bilansowanie r. spotkanie informacyjne z użytkownikami systemu r. zakończenie procesu konsultacji zmian do IRiESP Planowany termin wdrożenia zmian określonych w projekcie Karty aktualizacji nr CB/16/2016: 1 stycznia 2017 r. 3

4 Zakres i cel zmian Modyfikacja zasad pozyskiwania i rozliczania ORM (1/2) Zakres zmian Rozszerzenie zasobów mogących uczestniczyć w ORM o JG Oa Wprowadzenie w dobie n-1 nominacji pasm JG Wa i JG Oa do świadczenia usługi ORM Wprowadzenie kryterium cenowego jako podstawy nominowania do ORM Ograniczenie wolumenu mocy nominowanego i rozliczanego jako ORM do wymaganej nadwyżki mocy w KSE, tj. 9% zapotrzebowania do pokrycia przez elektrownie krajowe Wyznaczanie ceny godzinowej za ORM jako ceny krańcowej pasm ORM przy uwzględnieniu ograniczeń w zakresie budżetu godzinowego ORM Rozliczanie ORM w godzinach szczytu zapotrzebowania w trybie (i) dobowym i dwóch trybach uzupełniających: (ii) miesięcznym oraz (iii) rocznym 4

5 Zakres i cel zmian Modyfikacja zasad pozyskiwania i rozliczania ORM (2/2) Główne cele wdrożenia zmian Poprawa jakości wyceny ORM oraz alokacji przychodów za ORM Poprawa sygnałów cenowych wspierających krótko- i średnioterminowe bilansowanie KSE, w szczególności w okresach deficytu mocy Wzmocnienie zachęt do oferowania zdolności wytwórczych jako ORM w okresach deficytu mocy Wzmocnienie zachęt do udziału sterowanych odbiorów energii w bilansowaniu zasobów KSE 5

6 Zakres i cel zmian Modyfikacja zasad udziału odbiorców aktywnych w RB Zakres zmian Zniesienie obowiązku zgłaszania Ofert Redukcji Obciążenia dla każdej godziny doby Zawężenie kontroli poprawności zgłoszeń do godzin, dla których zostały zgłoszone Oferty Redukcji Obciążenia Zwiększenie dopuszczalnego błędu zgłoszenia wielkości poboru mocy z 5% do 10% Skrócenie okresu kontroli ofert dla przywrócenia ich wykorzystywania z 20 do 5 dób, z jednoczesnym ograniczeniem kontrolowanych godzin do przedziału od 7.00 do Główne cele wdrożenia zmian Ułatwienie odbiorcom aktywnym udziału w Rynku Bilansującym poprzez: Wprowadzenie możliwości ograniczenia przez odbiorcę aktywności dotyczącej redukcji obciążenia wyłącznie do tych okresów, które mają największy potencjał w tym zakresie Zrelaksowanie warunków kontroli poprawności ofert 6

7 Zakres i cel zmian Modyfikacja zakresu świadczenia usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP Zakres zmian Wprowadzenie dwóch trybów realizacji usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP: (i) Programu Gwarantowanego oraz (ii) Programu Bieżącego Rozszerzenie udział OSD w administrowaniu RB o zadania dotyczące wsparcia pozyskiwania i rozliczania usług redukcji zapotrzebowania Główne cele wdrożenia zmian Zwiększenie skuteczności w zakresie pozyskiwania usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP poprzez: Stworzenie programów uwzględniających zróżnicowany potencjał odbiorców w zakresie świadczenia usługi Uelastycznienie zasad świadczenia usługi 7

8 Modyfikacja zasad pozyskiwania i rozliczania operacyjnej rezerwy mocy (ORM) 8

9 Katalog usług systemowych Regulacyjne usługi systemowe (RUS) JG Wa Operacyjna rezerwa mocy Udział w regulacji pierwotnej Udział w regulacji wtórnej Praca z zaniżeniem lub z przeciążeniem Udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej Regulacyjne usługi systemowe (RUS) JG Oa Operacyjna rezerwa mocy Usługa uruchomienia JG Wa Regulacyjne usługi systemowe w zakresie rezerwy interwencyjnej Praca interwencyjna Interwencyjna rezerwa zimna Redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP Usługa dyspozycyjności jednostek wytwórczych njwcd Usługa odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego Rozszerzenie zasobów uczestniczących w operacyjnej rezerwie mocy o JG Oa 9

10 Wymagana ilość ORM JG Wa i JG Oa Operacyjna rezerwa mocy (ORM) reprezentuje wymaganą w dobie n-1, ze względu na bezpieczeństwo pracy systemu, 9% nadwyżkę planistyczną mocy dostępnej dla OSP w zdolnościach wytwórczych JG Wa i zdolnościach redukcji obciążenia JG Oa, ponad zapotrzebowanie do pokrycia przez elektrownie krajowe (ZPEK) 10

11 Zasady zakupu ORM JG Wa i JG Oa Przedmiotem zakupu przez OSP są zdolności wytwórcze JG Wa oraz zdolności redukcji obciążenia JG Oa nominowane do ORM w dobie n-1, które w trakcie realizacji dostaw energii elektrycznej spełniały jednocześnie następujące warunki: W przypadku zdolności wytwórczych JG Wa Były dostępne dla OSP ze względu na dyspozycyjność jednostek wytwórczych oraz warunki pracy sieci Nie zostały wykorzystane do wytwarzania energii elektrycznej rozliczonej na Rynku Bilansującym jako swobodna dostawa energii elektrycznej Nie były objęte Umowami Sprzedaży Energii w wyniku Zgłoszeń USE dla Dnia Następnego oraz Zgłoszeń USE dla Dnia Bieżącego W przypadku zdolności redukcji obciążenia JG Oa Były dostępne dla OSP ze względu na: (i) planowany pobór mocy i wielkość mocy oferowanej do zredukowania w ostatniej Przyjętej Ofercie Redukcji Obciążenia oraz (ii) rzeczywisty pobór mocy Nie zostały wykorzystane przez OSP do redukcji poboru mocy Cena ofertowa dla tych zdolności w ostatniej Przyjętej Ofercie Redukcji Obciążenia była nie większa od ceny ofertowej uwzględnionej w procesie nominowania zdolności do ORM Zakup operacyjnej rezerwy mocy jest dokonywany w godzinach szczytu zapotrzebowania godziny od 7.00 do we wszystkich dniach roboczych 11

12 Nominacja pasm JG Wa i JG Oa do ORM Zdolnościami wytwórczymi JG Wa oraz zdolnościami redukcji obciążenia JG Oa nominowanymi do ORM są wszystkie zdolności wytwórcze i redukcji obciążenia stanowiące nadwyżkę planistyczną mocy dostępnej dla OSP ponad zapotrzebowanie w obszarze Rynku Bilansującego (ZRB), które zostały wykorzystane do swobodnego zbilansowania zapotrzebowania ZRB powiększonego o wymagany poziom ORM JG Wa i JG Oa Nominowanie pasm JG Wa i JG Oa do ORM jest dokonywane w ramach tworzenia planu BPKD swobodnie zbilansowanego wyznaczonego z uwzględnieniem ORM (BPKD/RO) 12

13 Tworzenie planu BPKD/RO Plan BPKD/RO jest wyznaczany w dobie n-1 po utworzeniu podstawowej wersji planu BPKD z uwzględnieniem ograniczeń systemowych (BPKD/OS) W planie BPKD/RO jest pokrywane pasmami JG Wa oraz JG Oa zapotrzebowanie równe sumie: ZRB oraz wymaganego poziomu ORM JG Wa i JG Oa Do wielkości ZRB plan BPKD/RO jest wyznaczany zgodnie z zasadami tworzenia planu BPKD swobodnie zbilansowanego (BPKD/BO) Powyżej wielkości ZRB plan BPKD/RO jest wyznaczany jako minimalnokosztowy plan z pasm JG Wa i JG Oa niewykorzystanych do pokrycia ZRB, wyznaczony wg cen ofertowych za rezerwę mocy, przy uwzględnieniu dostępności zdolności wytwórczych JG Wa ze względu na dyspozycyjność jednostek wytwórczych oraz warunki pracy sieci Przy wyznaczaniu planu BPKD/RO są uwzględniane dane dostępne w chwili jego tworzenia oraz ograniczenie na maksymalną ilość redukcji poboru mocy JG Oa (maxrm) Najwyższa cena za rezerwę mocy w planie BPKD/RO określa wartość ceny krańcowej operacyjnej rezerwy mocy (CKRM) 13

14 Cena ofertowa za rezerwę mocy JG Wa i JG Oa Cena ofertowa za rezerwę mocy jest wyznaczana na podstawie informacji przekazanych w Ofertach Bilansujących i Ofertach Redukcji Obciążenia Dla pasm zdolności wytwórczych JG Wa cena ofertowa za rezerwę mocy jest równa większej z dwóch wartości: Różnicy ceny za wytwarzanie energii elektrycznej (CO) i ceny za wytwarzanie wymuszone energii elektrycznej powiększonej o jednostkowy koszt uprawnień do emisji CO 2 (CW+KC CO2 ), oraz 0,01 zł/mw-h cena ofertowa za rezerwę mocy JG Wa = max (CO-CW-KC CO2 ; 0,01) Dla pasm zdolności redukcji obciążenia JG Oa cena ofertowa za rezerwę mocy jest równa cenie za redukcję energii elektrycznej (CR) cena ofertowa za rezerwę mocy JG Oa = CR 14

15 Ilustracja tworzenia planu BPKD/RO, nominacji pasm do ORM oraz wyznaczania ceny CKRM ZRB 15

16 Podstawowe zasady rozliczeń ORM Rozliczenia ORM są realizowane w trybie Dobowym, odrębnie dla poszczególnych godzin okresu szczytu zapotrzebowania Miesięcznym jako suma: Rozliczeń dobowych, oraz Rozliczenia uzupełniającego miesięcznego w zakresie niewydatkowanych, w ramach rozliczeń dobowych danego miesiąca, kwot godzinowych budżetów operacyjnej rezerwy mocy (BGOR) Okresem rozliczeniowym dla trybu dobowego i miesięcznego jest miesiąc kalendarzowy Rocznym jako rozliczenie uzupełniające w zakresie niewydatkowanych, w ramach rozliczeń miesięcznych, części kwot składających się na Uzasadniony koszt pozyskiwania ORM w danym roku obowiązywania Taryfy OSP (UKOR) Okresem rozliczeniowym dla trybu rocznego jest rok obowiązywania Taryfy OSP UKOR wynika z poziomu kosztów zakupu usługi ORM, zatwierdzonego przez Prezesa URE w Taryfie OSP BGOR jest różny w poszczególnych godzinach szczytu zapotrzebowania roku, wynika z UKOR i jest równy iloczynowi: (i) ceny CRRM, (ii) wymaganej procentowej ilości ORM w JG Wa i JG Oa, oraz (iii) wartości zapotrzebowania do pokrycia przez elektrownie krajowe przyjętego w planie BPKD/RO 16

17 Cena referencyjna godzinowa operacyjnej rezerwy mocy Cena referencyjna godzinowa operacyjnej rezerwy mocy (CRRM) wartość referencyjna jednostkowego kosztu ORM w sytuacji, gdy godzinowa nadwyżka planistyczna mocy dostępnej dla OSP w JG Wa i JG Oa ponad zapotrzebowanie do pokrycia przez elektrownie krajowe (ZPEK), wyznaczona w dobie n-1 w ramach tworzenia planu BPKD/RO, jest co najmniej równa wymaganej ilości ORM JG Wa i JG Oa ( 9%ZPEK) Wartość ceny CRRM dla roku r : CRRM r LH S r UKOR r śr 9% ZPEK r1 UKOR r S LH r ZPEK 1 śr r - Uzasadniony koszt pozyskiwania operacyjnej rezerwy mocy w roku r obowiązywania Taryfy OSP - Liczba godzin szczytu zapotrzebowania w roku r - Średnie wykonane zapotrzebowanie do pokrycia przez elektrownie krajowe (w tym przez sterowane odbiory), wyznaczone dla godzin szczytu zapotrzebowania roku r-1 17

18 Cena za ORM w godzinie h Cena za ORM (C OR ) w godzinie h jest wyznaczana na podstawie: Ceny krańcowej operacyjnej rezerwy mocy (CKRM) w godzinie h z planu BPKD/RO Ceny referencyjnej godzinowej operacyjnej rezerwy mocy (CRRM) Procentowej nadwyżki planistycznej mocy dostępnej dla OSP w JG Wa i JG Oa ponad zapotrzebowanie do pokrycia przez elektrownie krajowe (PREZ), wyznaczonej w dobie n-1 w ramach tworzenia planu BPKD/RO według następującego wzoru: C OR h 9% CRRM min CKRM h, PREZh minckrm h, CRRM dla 0 PREZ dla PREZ h h 9% 9% Stanowi ograniczenie godzinowej ceny za ORM, które jest wyznaczane w funkcji ilości dostępnych rezerw mocy w JG Wa i JG Oa, i rośnie hiperbolicznie wraz ze spadkiem ilości rezerw mocy dostępnych w JG Wa i JG Oa 18

19 Ilustracja wyznaczania ceny C OR Przypadek 1: Nadwyżka mocy ponad 9% z ceną mniejszą od CRRM Cena rezerwy mocy [zł/mw-h] 1500 Funkcja C ORmax ograniczenia ceny godzinowej ORM (hiperbola) Obszar oszczędności C OR = CKRM Stos ofert rezerwa mocy w JG Wa i JG Oa CRRM CKRM 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% Pasma nominowane do ORM Nadwyżka mocy w JG Wa i JG Oa [%ZPEK] 19

20 Ilustracja wyznaczania ceny C OR Przypadek 2: Nadwyżka mocy ponad 9% z ceną większą od CRRM Cena rezerwy mocy [zł/mw-h] 1500 Funkcja C ORmax ograniczenia ceny godzinowej ORM (hiperbola) Obszar podlegający rozliczeniom uzupełniającym Stos ofert rezerwa mocy w JG Wa i JG Oa C OR = C ORmax = CRRM CKRM CRRM 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% Pasma nominowane do ORM Nadwyżka mocy w JG Wa i JG Oa [%ZPEK] 20

21 Ilustracja wyznaczania ceny C OR Przypadek 3: Nadwyżka mocy poniżej 9% z ceną większą od CRRM Cena rezerwy mocy [zł/mw-h] 1500 Funkcja C ORmax ograniczenia ceny godzinowej ORM (hiperbola) Stos ofert rezerwa mocy w JG Wa i JG Oa Obszar podlegający rozliczeniom uzupełniającym CKRM C OR = C ORmax CRRM 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% Pasma nominowane do ORM Nadwyżka mocy w JG Wa i JG Oa [%ZPEK] 21

22 Rozliczenie dobowe za ORM Należność godzinowa za ORM dla j-tej JG w godzinie h jest równa: N OR jh C OR h POR jh OR C h POR jh - Cena za operacyjną rezerwę mocy w godzinie h - Zdolności wytwórcze j-tej JG Wa, wyrażone w wielkościach brutto, albo zdolności redukcji obciążenia j-tej JG Oa stanowiące w godzinie h operacyjną rezerwę mocy POR przyjmuje wartość równą zero dla okresu do 180 godzin wstecz w przypadku awaryjnego przerwania uruchomienia JG Wa lub niepoprawnego wykonania redukcji obciążenia JG Oa obowiązujące zapisy dla JG Wa zostały odpowiednio zastosowane dla JG Oa Należność dobowa za ORM dla j-tej JG w dobie d jest wyznaczana jako suma godzinowych należności za ORM z godzin szczytu zapotrzebowania w danej doby 22

23 Rozliczenie miesięczne za ORM Należność miesięczna za ORM dla j-tej JG w miesiącu m jest wyznaczana jako suma dobowych należności za ORM w miesiącu m oraz należności uzupełniającej miesięcznej za ORM w miesiącu m Należność uzupełniająca (NU OR ) miesięczna za ORM jest wyznaczana: Jako rozłożenie niewykorzystanych budżetów godzinowych operacyjnej rezerwy mocy (BGOR) w miesiącu m na godziny miesiąca m, w których cena za operacyjną rezerwę mocy (C OR ) była mniejsza od ceny krańcowej operacyjnej rezerwy mocy (CKRM) Przy uwzględnieniu warunku, że godzinowa należność za operacyjną rezerwę mocy w poszczególnych godzinach miesiąca m nie może być większa od należności wyznaczonej z zastosowaniem ceny CKRM w danej godzinie według następującego wzoru dla j-tej JG i miesiąca m: OR NU jm min BGORh, S hh m hh S m ij CKRM W przypadku, gdy zachodzi warunek: h POR ih ij ddm h ih S ij hh ij ddm m N OR id OR CKRM POR N 0 hh S m CKRM h POR POR ddm h ih ij S hh ddm m CKRM to należność uzupełniająca miesięczna za ORM dla JG w miesiącu m jest równa zero id jh N OR jd N OR id 23

24 Rozliczenie uzupełniające roczne za ORM Należności z tytułu rozliczenia uzupełniającego rocznego za ORM JG Wa i JG Oa są wyznaczane w ramach kwoty UKOR niewydatkowanej w rozliczeniach miesięcznych Należność uzupełniająca roczna za ORM jest wyznaczana przy uwzględnieniu warunku, że należność za ORM dla JG w danym roku obowiązywania Taryfy OSP, wyznaczona jako suma Należności miesięcznych za ORM oraz Należności uzupełniającej rocznej za ORM nie może być większa od należności wyznaczonej z zastosowaniem cen CKRM, dla poszczególnych godzin roku Należność uzupełniająca roczna za ORM jest wyznaczana według następującego wzoru: OR NU jr min UKOR r, BGORh, S hh r hh S r ij CKRM W przypadku, gdy zachodzi warunek: h ih S ij hh ij mmr r h POR ih OR CKRM POR N 0 lub im ij mmr N OR im hh S m CKRM h POR POR mmr h ih ij S hh mmr m CKRM UKOR 0 to należność uzupełniająca roczna za ORM dla JG w roku r jest równa zero jh OR r N im ij mmr N OR jm N OR im 24

25 Informacje publikowane przez OSP w zakresie ORM Parametry stosowane w modelu rozliczeń ORM (raz w roku) Uzasadniony koszt pozyskiwania operacyjnej rezerwy mocy (UKOR) Cena referencyjna godzinowa operacyjnej rezerwy mocy (CRRM) Liczba godzin szczytu zapotrzebowania Średnie wykonane zapotrzebowanie brutto do pokrycia przez elektrownie krajowe wyznaczone dla godzin szczytu zapotrzebowania roku poprzedzającego dany rok Dane z etapu tworzenia planu BPKD/RO (doba n-1) Zapotrzebowanie do pokrycia przez elektrownie krajowe Zdolności wytwórcze JG Wa oraz zdolności redukcji obciążenia JG Oa nominowane do ORM Cena krańcowa operacyjnej rezerwy mocy (CKRM) Cena za operacyjną rezerwę mocy (C OR ) Dane z pracy KSE i funkcjonowania RB (doba n+1) Zdolności wytwórcze JG Wa oraz zdolności redukcji obciążenia JG Oa stanowiące ORM Zdolności wytwórcze JG Wa oraz zdolności redukcji obciążenia JG Oa rozliczone jako ORM 25

26 Zestawienie podstawowych różnic pomiędzy aktualnym i zmodyfikowanym mechanizmem ORM Aktualny mechanizm ORM Zmodyfikowany mechanizm ORM Zasoby uczestniczące w ORM JG Wa JG Wa i JG Oa Zakres godzin usługi ORM Nominacja do ORM Od 7:00 do 22:00 dni roboczych Ex ante w planie BPKD/RO, ok. godz. 18:00 doby n 1 Wolumen ORM Nadwyżka mocy w JG Wa Rezerwa mocy w JG Wa i JG Oa do wielkości 9% ZPEK Wybór pasm mocy do ORM Kryterium cenowe (wg cen za rezerwę mocy) Rozliczenie ORM Cena ORM Ograniczony budżet Ex post, dla JG Wr (łącznie JG Wa URB W ), przy uwzględnieniu P DYSPe, ER, USE Ograniczona do 41,20 zł/mw h (dla 2016 r.), malejąca wraz ze wzrostem wolumenu ORM wg hiperboli (stały budżet godzinowy) Tak Ex post, dla pasm JG Wa i JG Oa nominowanych do ORM, przy uwzględnieniu P DYSP, ER, USE Rynkowa, wyznaczona ex ante jako krańcowa z pasm nominowanych do ORM, przy uwzględnieniu ograniczenia budżetu ORM Tak (możliwość nieznacznych odchyleń) 26

27 Wyniki symulacji dla zmodyfikowanego mechanizmu ORM (1/2) Przyjęte założenia Budżet ORM jak dla 2016 r.: 486,7 mln zł CRRM = 68,13 zł/mw-h Ilości rezerw mocy oraz ceny ofertowe JG Wa i JG Oa : na podstawie wykonania z okresu od 1 września 2015 r. do 31 sierpnia 2016 r. Wynik symulacji należności za ORM Suma należności dobowych (godzinowych): 353,3 mln zł Suma należności uzupełniających miesięcznych: 127,3 mln zł Suma należności uzupełniających rocznych: 6,1 mln zł Wydatkowany został cały budżet ORM Wynik symulacji podstawowe wskaźniki cenowe Średnia arytmetyczna z cen godzinowych za ORM: 65,71 zł/mw-h Maksymalna cena godzinowa: 361,04 zł/mw-h Minimalna cena godzinowa za ORM: 0 zł/mw-h Średnia ważona cena za ORM z należności godzinowych: 65,02 zł/mw-h Średnia ważona cena za ORM z należności całkowitych rocznych: 89,57 zł/mw-h 27

28 Wyniki symulacji dla zmodyfikowanego mechanizmu ORM (2/2) Wykres godzinowych cen za ORM dla okresu od 1 września 2015 r. do 31 sierpnia 2016 r. Cena za ORM [zł/mw-h] h liczba godzin z rezerwą mocy w JG Wa i JG Oa < 9%ZPEK 3565h liczba godzin z rezerwą mocy w JG Wa i JG Oa 9%ZPEK 0 Kolejne godziny szczytu zapotrzebowania 28

29 Modyfikacja zasad udziału odbiorców aktywnych w Rynku Bilansującym (RB) 29

30 Mechanizm aktywnego uczestnictwa odbiorców w RB Zasady aktywnego udziału odbiorów energii w RB Aktywny udział odbiorców w RB dotyczy wyłącznie redukcji poboru mocy Odbiory sterowane reprezentowane są w dedykowanym typie JG: Jednostka Grafikowa Odbiorcza aktywna (JG Oa ) Operatorem Rynku dla JG Oa jest Operator Handlowo-Techniczny Pobór mocy przez JG Oa jest monitorowany na bieżąco w ramach systemu SCADA Obowiązek przedstawienia na wniosek OSP dokumentacji potwierdzającej możliwości techniczne i organizacyjne sterowania poborem mocy Oferta Redukcji Obciążenia dla sterowanych odbiorów energii ma następującą interpretację Jeżeli cena CRO na RB będzie wyższa lub równa cenie w ofercie, to odbiorca jest gotowy zmniejszyć swój pobór mocy W przypadku oferty dotyczącej poboru objętego USE oznacza to, że: odbiorca rezygnuje z odbioru energii i odsprzedaje energię z USE na RB W przypadku Oferty dotyczącej poboru nieobjętego USE oznacza to, że: odbiorca rezygnuje z zakupu (zbyt drogiej) energii na RB 30

31 Proces zgłoszeń Ofert Redukcji Obciążenia (1/2) Oferta Redukcji Obciążenia (ORO) dla danej godziny doby handlowej zawiera następujące dane Wybrane godziny doby handlowej, których dotyczy zgłoszenie (Aktywny Zakres Zgłoszenia) Moc ofertową redukcji (maksymalnie 10 pasm) Cenę ofertową dla każdego pasma redukcji Planowaną wielkość poboru mocy Zgłoszona ORO dotyczy redukcji poboru mocy od wielkości określonej w planowanym poborze mocy Zgłaszanie ORO nie jest obowiązkowe Moce zgłoszone w poszczególnych pasmach ORO są niepodzielne Aktywacja wyłącznie całych pasm ORO są zgłaszane do OSP za pomocą systemu WIRE 31

32 Proces zgłoszeń Ofert Redukcji Obciążenia (2/2) Bramka dla zgłoszeń Ofert Redukcji Obciążenia (ORO) dla godziny h doby handlowej n Otwierana o godz doby n-1 Zamykana o godz. h-1.5 (półtorej godz. przed rozpoczęciem godz. h) Bramka zgłoszeń Ofert Redukcji Obciążenia (ORO) Czas zamknięcia bramki dla 1,5 h zgłoszeń ORO dla godziny h h Czas zamknięcia bramki Intraday dla godziny h 1 h Doba handlowa n-1 Doba handlowa n OR nadaje zgłoszeniu ORO Numer Porządkowy Zgłoszenia Zgłoszona ORO o wyższym numerze porządkowym nadpisuje ORO o niższych numerach W zakresie godzin doby handlowej, których dotyczy 32

33 Weryfikacja zgłoszeń Ofert Redukcji Obciążenia Weryfikacja jest realizowana iteracyjnie od godziny 9.30 doby n-1 do godziny doby n W danej iteracji weryfikacji podlegają następujące zgłoszenia ORO Zostały zgłoszone w okresie otwarcia bramki zgłoszeń ORO dla danej godziny Nie zostały zweryfikowane w ramach poprzednich iteracji procesu weryfikacji Zakres weryfikacji zgłoszenia ORO Weryfikacja zgodności danych w Zgłoszeniu ORO z zapisami w Umowie przesyłania URB, który posiada tytuł prawny do danej JG, oraz z zapisami w Umowie przesyłania OR, który dysponuje tą JG (kody JG, OR, URB oraz numer licencji) Weryfikacja poprawności Aktywnego Zakresu Zgłoszenia Weryfikacji danych handlowo technicznych zgłoszenia Wynikiem weryfikacji Zgłoszeń ORO jest: Przyjęta Oferta Redukcji Obciążenia, dla Jednostki Grafikowej Odbiorczej aktywnej j oraz godziny h danej doby handlowej 33

34 Aktywowanie Ofert Redukcji Obciążenia i ich uwzględnianie w planowaniu pracy systemu Proces aktywacji ORO dla godziny h jest realizowany po zamknięciu bramki zgłoszeń ORO dla godziny h Rozpoczęcie 1h 30min przed godziną h; zakończenie 1h przed godziną h Dla każdej godziny jest wprowadzane ograniczenie na maksymalną ilość aktywowanej mocy z ORO (maxrm) W celu zapewnienia spełnienia kryteriów bezpieczeństwa pracy KSE Procedura wyboru ofert dla danej godziny 1. OSP sortuje względem cen ofertowych pasma ORO i wybiera pasma najtańsze, w ilości nie większej niż maxrm 2. Wybrane w kroku 1 pasma ORO są umieszczane wraz z ofertami wytwórców w stosie ofert do pokrycia zapotrzebowania w obszarze RB 3. Pasma ORO w stosie zbudowanym w kroku 2 znajdujące się w całości poniżej wartości prognozowanego zapotrzebowania w obszarze RB są uznawane jako wybrane do aktywowania Polecenie aktywacji ofert redukcyjnych jest przekazywane odbiorcom poprzez system WIRE W okresie pomiędzy 60 a 50 minut przed rozpoczęciem godziny h 34

35 Algorytm wyboru ofert redukcyjnych do aktywacji 35

36 Rozliczanie Ofert Redukcji Obciążenia Aktywowane Oferty Redukcji Obciążenia, w części w jakiej redukcja została faktycznie wykonana, są uwzględniane przy wyznaczaniu ceny CRO Wykonana redukcja w zależności od relacji pomiędzy USE, planowanym poborem mocy oraz rzeczywistym poborem mocy jest rozliczana według następujących zasad Redukcja objęta USE zredukowana moc jest rozliczana według większej z dwóch cen: ceny ofertowej oraz ceny CRO (w tym przypadku odbiorca odsprzedał energię z USE) Redukcja nie objęta USE zredukowana moc nie podlega rozliczeniu (w tym przypadku odbiorca uniknął odbioru energii z RB, zadeklarowanej jako zbyt droga dla niego) 36

37 Mechanizmy kontrolne Poprawność zgłaszanych wielkości poboru mocy Kontrola poprawności zgłaszanych wielkości poboru mocy JG Oa OSP kontroluje różnicę pomiędzy zgłoszoną wielkością poboru mocy a rzeczywistym odbiorem energii we wszystkich godzinach, w których została zgłoszona Oferta Redukcji Obciążenia i nie była ona aktywowana przez OSP Jeżeli zgłoszony pobór mocy różni się o więcej niż 10% od rzeczywistego poboru mocy w 3 lub więcej kolejnych kontrolowanych godzinach, to zgłoszenia poboru mocy dla danej JG Oa są uznawane za niepoprawne Konsekwencją stwierdzenia niepoprawności zgłoszenia poboru mocy jest zawieszenie aktywnego udziału JG Oa w RB (w tym brak możliwości świadczenia RUS) Przywrócenie wykorzystania Ofert Redukcji Obciążenia zawieszonej JG Oa W trakcie zawieszenia JG Oa URB jest zobowiązany zgłaszać Oferty Redukcji Obciążenia z poprawnymi wielkościami poboru mocy (moc redukcyjna i cena ofertowa równe zero) w godzinach 7:00-22:00 Odwieszenie aktywnego udziału JG Oa następuje od drugiej doby handlowej po kolejnych 5 dobach, dla których nie stwierdzono niepoprawności zgłoszenia poboru mocy JG Oa 37

38 Mechanizmy kontrolne Poprawność wykonania polecenia redukcji Kontrola poprawności wykonania przez JG Oa polecenia redukcji OSP OSP kontroluje wykonanie poleceń redukcji poboru mocy dla każdej godziny, w której zostało wydane takie polecenie Polecenie jest uznawane za wykonane, jeżeli wartość redukcji osiągnęła poziom, co najmniej 85% mocy redukcji aktywowanej w poleceniu dla tej godziny Jeżeli polecenie nie zostało wykonane, to aktywny udział JG Oa w RB jest zawieszany Przywrócenie wykorzystania Ofert Redukcji Obciążenia zawieszonej JG Oa Przywrócenie aktywnego udziału JG Oa w RB następuje od drugiej doby handlowej po przeprowadzeniu przez odbiorcę z wynikiem pozytywnym Testu potwierdzającego możliwości dokonania redukcji poboru mocy Test jest realizowany na wniosek URB, przy czym do jego wykonania stosuje się ogólne zasady w zakresie redukcji obciążenia Cena dla wszystkich pasm ofertowych Oferty Redukcji Obciążenia zgłaszanej w celu przeprowadzenia testu musi być równa zero Ilość zredukowanego obciążenia musi być nie mniejsza niż wielkość aktywowanej mocy redukcyjnej w ostatnim Poleceniu Redukcji Obciążenia uznanym za niepoprawne 38

39 Modyfikacja zakresu świadczenia usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP Interwencyjne Programy DSR (IP-DSR) 39

40 IP-DSR w problematyce DSM Demand Side Management (DSM) Demand Side Response (DSR) Energy Efficiency (EE) Dispatchable Non Dispatchable Reliability Economic Emergency Ancillary Balancing Program Gwarantowany Program Bieżący Rezerwa operacyjna Energia Bilansująca 40

41 Rodzaje IP-DSR IP-DSR Gwarantowany Pozyskiwanie usługi z wyprzedzeniem Gwarancja wolumenu redukcji w długim horyzoncie Opłata za gotowość i wykorzystanie IP-DSR Bieżący Pozyskiwanie usługi na bieżąco (wyprzedzenie dobowe) Gwarancja wolumenu redukcji w horyzoncie dobowym Opłata za wykorzystanie 41

42 Plan wdrażania IP-DSR Etap I wdrożenia IP-DSR Koncepcja IP-DSR Umocowanie koncepcji w IRiESP Regulamin IP-DSR w formie załącznika do SIWZ Podstawowa funkcjonalność systemów IT Etap II wdrożenia IP-DSR Zweryfikowana koncepcja IP-DSR Regulamin IP-DSR w formie załącznika do IRiESP Pełna funkcjonalność systemów IT Parametr lokalizacji PDE (strefowy IP-DSR) Dodatkowe usługi: -zwiększenie zapotrzebowania DSR - wirtualne elektrownie (GR, magazyny energii)

43 IRIESP IRiESP - Etap I Wprowadzenie Programu Gwarantowanego i Bieżącego Wprowadzenie opłaty za gotowość Uzupełnienie funkcji realizowanych przez OSD zarządzanie konfiguracją PDE (certyfikacja) przekazywanie danych pomiarowych do OSP 43

44 Koncepcja - procesy IP-DSR (w trakcie opracowywania) Kontraktacja Wykonanie Rozliczenie Certyfikacja Zawieranie umów Złożenie propozycji sprzedaży Realizacja Programu Pozyskiwanie danych pomiarowych Wyznaczanie wartości rozliczeniowych Fakturowanie Certyfikacja realizowana przez OSD lub OSP, w zależności od przyłączenia zasobów Uczestnika Programu Certyfikat techniczny warunkiem uczestnictwa w programie IP DSR Kontraktacja w trybie przetargu nieograniczonego Umowy z opcją elastycznego zarządzania zagregowanymi zasobami Wymaganie testu redukcji w Programie Gwarantowanym Propozycja sprzedaży składana przez uczestników programu (opcja wartości domyślnej), alert OSP dzień przed Elastyczność zarządzania certyfikowanymi PDE jako zasobami redukcji przez Uczestnika Programu Zamknięcie bramki składania propozycji sprzedaży w chwili wydania polecenia redukcji przez OSP (KDM) Dane pomiarowe przekazywane przez OSD za pomocą dedykowanego kanału komunikacji Precyzyjne metody wyznaczania wielkości redukcji, dostosowane do profilu Uczestnika Programu Rozliczenie jednoskładnikowe w Programie Bieżącym i dwuskładnikowe w Programie Gwarantowanym 44

45 Koncepcja - narzędzia IP-DSR (w trakcie opracowywania) System IT DSR: Certyfikacja PDE przez OSD / OSP Przekazywanie danych pomiarowych przez OSD Zarządzanie zasobami DSR Oferty realizacji elektroniczna platforma zakupowa Optymalizacja zasobów Uwzględnienie aspektu lokalizacyjnego PDE Komunikacja z Uczestnikami Programu: - alert d-1 - aktywacja KDM 45

46 Koncepcja - kontraktacja usług (w trakcie opracowywania) Program gwarantowany zawiera: OFERTA Stałą cenę za gotowość za 1 MWh UMOWA o charakterze ramowym zawiera: Stałą cenę za gotowość za 1 MWh PLATFORMA ZAKUPOWA Maksymalną cenę za 1 MWh Redukcji Minimalny gwarantowany wolumen Redukcji Maksymalną cenę za 1 MWh Redukcji Minimalny gwarantowany wolumen Redukcji Mechanizm składania Propozycji sprzedaży poprzez tzw.: elektroniczną platformę zakupową Zasady i warunki korzystania z platformy zakupowej (przy CENIE NIE WIĘKSZEJ i WOLUMENIE NIE NIŻSZYM niż w umowie) OBOWIĄZEK Wykonawcy składania propozycji sprzedaży i redukowania BRAK OBOWIĄZKU Zamawiającego do skorzystania z Propozycji sprzedaży (zasada swobodnej decyzji, dobrowolność wyboru bez kryteriów, możliwość wyboru części wolumenu) 46

47 Koncepcja - kontraktacja usług (w trakcie opracowywania) Program bieżący zawiera: OFERTA Maksymalną cenę za 1 MWh Redukcji Brak: Minimalnego gwarantowanego wolumenu Redukcji, Opłaty za gotowość UMOWA o charakterze ramowym zawiera: Maksymalną cenę za 1 MWh Redukcji Mechanizm składania Propozycji sprzedaży poprzez tzw.: elektroniczną platformę zakupową PLATFORMA ZAKUPOWA Zasady i warunki korzystania z platformy zakupowej (przy CENIE NIE WIĘKSZEJ niż w Umowie i dobrowolnym wolumenie) BRAK OBOWIĄZKU/ DOBROWOLNOŚĆ Wykonawcy składania propozycji sprzedaży BRAK OBOWIĄZKU Zamawiającego do skorzystania z propozycji sprzedaży (zasada swobodnej decyzji, dobrowolność wyboru bez kryteriów, możliwość wyboru tylko części z proponowanego wolumenu) OBOWIĄZEK Wykonawcy do realizacji redukcji powstaje w momencie wyboru propozycji sprzedaży przez Zamawiającego 47

48 Dziękuję za uwagę