REGULACYJNE USŁUGI SYSTEMOWE W ZAKRESIE MOCY CZYNNEJ W WARUNKACH RYNKOWYCH Autor: Paweł Bućko ( Rynek energii nr 4/2010) Słowa kluczowe: usługi systemowe, rynek energii, rezerwy mocy Streszczenie. Rynek usług systemowych jest rynkiem pomocniczym, którego funkcjonowanie ma umożliwić realizację zadań przez rynek podstawowy jakim jest rynek energii elektrycznej. Proces produkcji i dostawy energii elektrycznej podlega szeregowi ograniczeń natury technicznej. Dla sprawnej i bezpiecznej pracy systemu Operator Systemu Przesyłowego musi dysponować odpowiednimi narzędziami, które pozyskuje jako usługi bilansujące i regulacyjne. Zadaniem rynków pomocniczych jest zwiększenie warunków dla konkurencji na rynku energii elektrycznej. W dostawie usług regulacyjnych podmioty mogą jednak konkurować. Pamiętając o techniczno-handlowym charakterze tego rynku należy konstruować go tak by możliwa była na nim konkurencja podmiotów o dostawę usług. 1. WSTĘP Wprowadzenie rynku energii elektrycznej, na którym jest możliwe swobodne zawieranie kontraktów handlowych, wymusiło oddzielenie rozliczeń za działania regulacyjne i interwencyjne wytwórców od rozliczeń za dostawę energii. W celu pozyskania odpowiednich zdolności regulacyjnych systemu oraz rozliczenia działań regulacyjnych tworzone są specjalne rynki, pełniące rolę rynków pomocniczych. Rynek regulacyjnych usług systemowych tę rolę realizuje. W systemie konieczne jest pozyskiwanie rezerw mocy o różnych czasach dostępu. Przy tworzeniu katalogu usług ważne jest też uwzględnienie sposobu aktywacji rezerwy mocy. Za pomocą różnych usług pozyskuje się odpowiednie zapasy mocy regulacyjnej w automatycznych układach regulacji oraz rezerwy aktywowane na polecenie operatora. Poprzez usługi regulacyjne pozyskuje się głownie moce o krótkich czasach dostępu. Uczestnictwo w działaniach regulacyjnych powoduje odchyłki w energii rozliczanej w przyjętych na rynku energii przedziałach czasowych. Zdolności bilansowania energii oraz rozliczenia za odchyłki od pozycji kontraktowej podmiotów pozyskiwane i rozliczane są poprzez mechanizmy Rynku Bilansującego. Oba rynki są ściśle powiązane dotyczą podobnych działań i rozliczenia na nich są wzajemnie uzależnione. Ich integracja pozwala ograniczyć komplikacje w rozliczeniach uczestników rynku. Pozwala dostawcom usług podejmować bardziej racjonalne decyzje rynkowe i ogranicza niebezpieczeństwo zachowań spekulacyjnych. Dla sprawnej i bezpiecznej pracy systemu niezbędne jest pozyskanie odpowiednich rezerw mocy w układach regulacji pierwotnej i wtórnej. Wtórna regulacja mocy w ramach układu ARCM odbywa się obecnie w oparciu o jeden zagregowany systemowy sygnał uchybu (ACE - uzależniony od częstotliwości i poziomu mocy wymiany z połączonymi systemami). Przy planowaniu rezerw mocy w systemie pracujących 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 możliwości przesyłowych niektórych połączeń systemowych, co bywa szczególnie uciążliwe w przypadku połączeń międzysystemowych, system regulacji nie jest dostosowany do postulowanej (i wdrażanej) decentralizacji procesów rynkowych. Rozwój rynków, a w szczególności ewentualne wprowadzenie bilansowania obszarowego, nie będzie praktycznie możliwe bez zmiany podejścia do regulacji mocy w systemie. Część funkcji związanych z realizacją zadań regulacji rozpływami mocy powinna być stopniowo rozpraszana. 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. 2. USŁUGI SYSTEMOWE W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM Rynek usług systemowych funkcjonuje na poziomie systemu przesyłowego. Jego zasady podlegają okresowym zmianom. Funkcjonowanie rynku usług systemowych jest ściśle związane z warunkami bilansowania kontraktów handlowych na hurtowym rynku energii. W Polsce funkcję tę spełnia Rynek Bilansujący. Aktualizacja IRiESP [5] nr B/7/2008 istotnie zmieniła zakres i sposób rozliczania regulacyjnych usług systemowych. Wprowadzono następujące zmiany: zmodyfikowano katalog usług systemowych i zmieniono zasady ich pozyskiwania, wprowadzenie ograniczonej możliwości pełnienia wybranej usługi także przez odbiorców, określono zasady rozliczania operacyjnej rezerwy mocy, zmodyfikowano zasady rozliczania usług regulacyjnych, zmieniono zasady rozliczania niezbilansowania energii spowodowanego pełnieniem usługi systemowej. W stosunku do wcześniej obowiązujących zasad zakres modyfikacji zasad kontraktowania i rozliczania regulacyjnych usług systemowych był dość istotny. Wydaje się, że najistotniejszą zmianą (poza zmianą katalogu usług) jest postępująca integracja rynku regulacyjnych usług systemowych z Rynkiem Bilansującym. Oba rynki (Rynek Bilansujący oraz usługi systemowe) służą do realizacji podobnej funkcji technicznohandlowej. Operator Systemu Przesyłowego (OSP) pozyskuje za ich pomocą środki techniczne do bilansowania chwilowych wartości mocy w systemie oraz dokonuje rozliczenia niezbilansowań energii w stosunku do pozycji kontraktowych. Rynek Bilansujący funkcjonuje w dłuższych przedziałach czasowych (dostosowanych do podstawowego okresu rozliczeniowego, obowiązującego na hurtowym rynku energii). Za pomocą usług regulacyjnych pozyskuje się możliwości bilansowania mocy także w krótszych przedziałach czasu (sekund, minut). Ze względu na powiązanie funkcjonalne i wzajemne powiązanie rozliczeń, integracja rynków jest uzasadniona. Zmodyfikowany, obowiązujący aktualnie katalog usług systemowych przedstawiono w tab.1.
Tabela 1 Katalog usług systemowych w KSE Podmioty świadczące usługę Jednostki Grafikowe Wytwórcze aktywne Jednostki wytwórcze w elektrowniach pompowych, Jednostki wytwórcze w elektrowniach gazowych, Sterowane odbiory energii u odbiorców Jednostki wytwórcze nie będące Jednostkami Wytwórczymi Centralnie Dysponowanymi Rodzaj usługi 1. operacyjna rezerwa mocy 2. udział w regulacji pierwotnej 3. udział w regulacji wtórnej 4. udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej 5. praca z zaniżeniem 6. praca z przeciążeniem 1. rezerwa interwencyjna 1. generacja wymuszona względami sieciowymi (GWS) W przypadku Jednostek Grafikowych Wytwórczych aktywnych zmiany w katalogu dotyczą nazewnictwa niektórych usług (np. regulację sekundową zastąpiono regulacją pierwotną, w przypadku regulacji minutowej wrócono do nazwy regulacja wtórna ). Zmiany w nazewnictwie sprecyzowały sposób dostarczenia usługi obecnie jednoznacznie wskazują na regulację mocy osiąganą w wyniku działania regulacji pierwotnej bloków wytwórczych oraz regulację w odpowiedzi na sygnały centralnego układu ARCM. Z katalogu usunięto usługi związane ze utrzymywaniem zdolności bloków wytwórczych do kontynuowania pracy systemu w sytuacjach awaryjnych (gotowość do pracy wyspowej) oraz odbudowy systemu po głębokich awariach (gotowość do blackstartu ). Pozyskanie usług regulacyjnych Jednostek Wytwórczych Aktywnych odbywa się głównie w ramach procesów Rynku Bilansującego a warunki ich świadczenia wynikają z wymagań technicznych sformułowanych w IRiESP [5] oraz w bilateralnej umowie przesyłania. Operacyjna rezerwa mocy obejmuje wymaganą, ze względu na bezpieczeństwo pracy systemu, planistyczną nadwyżkę zdolności wytwórczych ponad zapotrzebowanie. W ramach operacyjnej rezerwy mocy kupowane są zdolności wytwórcze jednostek aktywnych, które są dostępne (ze względu na dyspozycyjność oraz warunki pracy sieci) i nie są wykorzystywane do produkcji energii elektrycznej (nie są objęte zawartymi na rynku hurtowym umowami sprzedaży energii). Plan zakupu usługi jest wyznaczany w dobie poprzedzającej realizację w trakcie tworzenia Bieżącego Planu Koordynacyjnego Dobowego swobodnie zbilansowanego (BPKD/RO). Aktualnie przyjmuje się, że operacyjna rezerwa mocy powinna wynosić 9% planowanego zapotrzebowania do pokrycia przez elektrownie krajowe i wielkość ta jest pomniejszana o planowane wykorzystanie rezerwy interwencyjnej w ramach usługi praca interwencyjna. Dla poziomu zapotrzebowania równego sumie: zapotrzebowania na energię w obszarze Rynku Bilansującego, wymaganego poziomu rezerwy operacyjnej, wyznaczana jest cena rozliczeniowa energii elektrycznej dostępnej w ramach operacyjnej rezerwy mocy (CRR), jako najwyższa cena za wytwarzanie energii elektrycznej w planie BPKD/RO. Dla każdej jednostki wytwórczej uczestniczącej w świadczeniu usługi i dla każdego jej pasma mocy należność
obliczana jest w oparciu o różnicę cen: C OR = CRR CO (1) gdzie CO jest ceną jednostki wytwórczej za wytwarzanie energii elektrycznej dla wykorzystanego pasma mocy. Zasady kontraktowania rezerwy pierwotnej i wtórnej są zbliżone. Przyjęto, że aktualnie wymagany w KSE udział w regulacji pierwotnej powinien wynosić ok. ± 170 MW a udział w regulacji wtórnej ok. ± 500 MW [5]. Przy kontraktowaniu tych rezerw obowiązują następujące priorytety: nie wymaga się rezerwowania zdolności wytwórczych dla potrzeb regulacji (przy zawieranych wcześniej umowach sprzedaży energii), kompensowane są koszty wynikające z pogorszenia warunków pracy jednostki wytwórczej, na Rynku Bilansującym energia dostarczana lub odbierana w ramach udziału w regulacji jest rozliczana jako energia bilansująca planowana. Planowanie udziału w regulacji pierwotnej i wtórnej odbywa się na etapie tworzenia Bieżącego Planu Koordynacyjnego Dobowego z uwzględnieniem ograniczeń systemowych (BPKD/OS). Przedmiotem zakupu jest praca jednostki z załączonym (na polecenie OSP) i poprawnie działającym układem regulacji. Dodatkowa należność za udział w regulacji dotyczy dostępnego zakresu regulacji. Ceny za udział w regulacji pierwotnej i wtórnej wyznaczane są w oparciu o formułę: CREG = 0,05 CW (2) gdzie CW cena za wymuszone wytwarzanie energii elektrycznej przez jednostkę wytwórczą, która jest kalkulowana w oparciu o kosztowe metody wyceny, określone w IRiESP [5]. Praca z zaniżeniem (poniżej minimum technicznego bloku) lub zawyżeniem (powyżej maksimum technicznego bloku) wykorzystywana jest interwencyjnie w przypadku wystąpienia takich potrzeb systemowych. Wykorzystanie tej usługi jest planowane w BPKD/OS. Dodatkowa należność za te usługi dotyczy wykorzystanego (na polecenie OSP) zakresu mocy w tym trybie pracy. Ceny rozliczenia tej usługi są określone w bilateralnej umowie przesyłania dla każdej jednostki, na podstawie dodatkowych kosztów związanych z pracą jednostki wytwórczej poza nominalnymi parametrami jej pracy. Energia wyprodukowana lub odebrana w wyniku wykorzystania tej usługi rozliczana jest na Rynku Bilansującym jako energia bilansująca planowana. W obecnym katalogu regulacyjnych usług systemowych jedyną usługą nie związaną bezpośrednio z bilansowaniem mocy czynnej w systemie jest praca z załączonym układem automatycznej regulacji napięcia w węzłach wytwórczych (ARNE). Planowanie tej usługi realizowane jest na etapie tworzenia BPKD/OS stosownie do bieżących wymagań KSE. Należność za udział w ARNE dotyczy czasu pracy z załączonym układem regulacji (na polecenie OSP) a stawki rozliczeniowe określane są w bilateralnych umowach przesyłania i są kalkulowane na podstawie kosztów eksploatacji układów ARNE. Zakres regulacji mocy biernej dla każdej jednostki wytwórczej określa wytwórca w uzgodnieniu z OSP. Zdolność do udziału w regulacji pierwotnej, wtórnej oraz ARNE (oznaczająca utrzymywanie sprawnych układów regulacji) jest obligatoryjna dla wszystkich Jednostek Grafikowych Wytwórczych aktywnych wyposażonych w takie układy regulacji i nie podlega dodatkowym rozliczeniom.
Dla jednostek grafikowych nie będących Jednostkami Wytwórczymi Centralnie Dysponowanymi (njwcd) utrzymano usługę GWS generacji wymuszonej względami sieciowymi w procesie bilansowania zasobów KSE. Pozyskanie usługi odbywa się w ramach udzielenia zamówienia publicznego a warunki techniczne i handlowe jej świadczenia określane są w umowach bilateralnych. Przywołanie do pracy (lub zwiększenie generacji) jednostek następuje w przypadkach wymuszonych ograniczeniami sieciowymi celem zapewnienia prawidłowego funkcjonowania KSE. Zaprzestano kontraktacji usługi GWS dla Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych. W ramach modyfikacji zasad rozliczeń na Rynku Bilansującym wprowadzono pełny model kosztowy rozliczeń wykorzystania mocy tych jednostek w przypadkach wymuszonych ograniczeniami sieciowymi. Usługa rezerwa interwencyjna została dedykowana dla zdefiniowanych w regulaminie źródeł wytwórczych: elektrowni szczytowo-pompowych i elektrowni gazowych. Dopuszczono także możliwość świadczenia usługi przez wybranych odbiorców. Przedmiotem zakupu w ramach tej usługi jest: gotowość i wykorzystanie (w zakresie interwencyjnej generacji mocy), wykorzystanie (w zakresie interwencyjnego ograniczenia poboru mocy). Pozyskanie usługi rezerwy interwencyjnej odbywa się w ramach udzielenia zamówienia publicznego a warunki techniczne i handlowe jej świadczenia określane są w umowach bilateralnych. 3. OGRANICZENIA WYNIKAJĄCE Z OBECNYCH ZASAD ZAKUPU REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH W obecnym modelu pozyskania regulacyjnych usług systemowych, katalog jest ukierunkowany głównie na pokrycie kosztów świadczenia usług przez Jednostki Grafikowe Wytwórcze aktywne, co odpowiada stosowanym technicznym sposobom równoważenia bilansu mocy w systemie. Modyfikacja sposobów rozliczania usług dla tych jednostek zbliża system rozliczeń do wyceny kosztowej usług. Decydujące dla ustalenia płatności dla podmiotu świadczącego usługę jest wyznaczenie indywidualnych kosztów ponoszonych przez podmiot uczestniczący w świadczeniu usługi. Wycena kosztowa jest uzasadniona w przypadku rynków, na których konkurencja jest ograniczona lub nie ma możliwości jej wprowadzenia. Przy obecnie przyjętym zdefiniowaniu usług, ściśle wiążących usługi z określonymi układami regulacji, konkurencja w poszczególnych usługach jest rzeczywiście ograniczona a oferta pełnienia usługi jest skierowana do stosunkowo wąskiej i mało zróżnicowanej grupy potencjalnych usługodawców. Wprowadzenie w rozliczeniach pełnego modelu wyceny kosztowej świadczenia usług jest jednak trudne metodologicznie, ponieważ podmioty je świadczące mogą jednocześnie dostarczać wielu usług oraz uczestniczyć w kontraktach na dostawę energii elektrycznej. Wykorzystują do tych wielu funkcji jeden obiekt techniczny a wiele kosztów ma charakter wspólny i powinny podlegać podziałowi. Ze względu na te trudności przyjęto uproszczenia, np. zakładając że koszty udziału w regulacji pierwotnej i wtórnej (i w konsekwencji ich cenę rozliczeniową) przyjmuje się na poziomie 5% kosztów wytwarzania energii dla bloku (koszty wytwarzania są określane jako tzw. koszty za wymuszone wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o składniki kosztów zmiennych wymienione w IRiESP [5]). Poza koniecznymi uproszczeniami w wycenie kosztów świadczenia usługi, takie metody wyceny, funkcjonujące na rynkach niekonkurencyjnych, wymagają regulacji (weryfikacji przez organy niezależne) i kontroli sprawozdawczości kosztowej podmiotu świadczącego usługę.
Obecnie jedyną usługą podlegającą szerszej konkurencji na jej dostawę jest rezerwa interwencyjna, którą mogą świadczyć wybrani wytwórcy (posiadający zdolności techniczne szybkiej dostawy mocy do systemu) oraz odbiorcy. Dopuszczenie odbiorców do świadczenia tej usługi jest postępem, ale należy zwrócić uwagę na nierówne traktowanie podmiotów. Odbiorcy uzyskują płatność jedynie w przypadku wykorzystania usługi, co ma charakter incydentalny i nie pozwala racjonalnie kalkulować spodziewanych przychodów. Trudno spodziewać się, że odbiorcy będą licznie dostosowywać swoje obiekty (i sposób poboru energii) licząc na mało pewne i incydentalne przychody z tytułu wykorzystania usługi. Oferta świadczenia usługi jest w efekcie mało atrakcyjna i skierowana tylko do odbiorców największych, którzy są w stanie zaoferować redukcje mocy w ilościach atrakcyjnych dla OSP na rynku hurtowym. Ten problem dostrzeżono w przypadku wytwórców, którym poza przychodami za wykorzystanie, oferuje się stawkę za gotowość świadczenia usługi, pozwalającą na stabilizację dochodów usługodawcy i na przeniesienie kosztów stałych. Aktualnie nie wykorzystuje się możliwości mniejszych odbiorców, którzy posiadają techniczne możliwości sterowania swoim poborem i przy odpowiednio atrakcyjnej ofercie rynkowej mogą je udostępniać w postaci usługi. W świadczeniu przez nich usługi niezbędne jest pośrednictwo innych podmiotów agregujących ich zdolności regulacyjne do ilości atrakcyjnych na rynku hurtowym. Role takich pośredników w naturalny sposób mogli by pełnić Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD). Na razie ich rola jest jednak ograniczana: nie przewidziano usług regulacyjnych, które mogliby pełnić OSD, na Rynku Bilansującym OSD są traktowani jako bierni uczestnicy rynku, zmuszeni do rozliczeń po aktualnych kosztach bilansowania ale nie mogący w nim aktywnie uczestniczyć. W systemach elektroenergetycznych, w których zdecydowano się w szerszym zakresie wykorzystać możliwości regulacyjne odbiorców, wykorzystuje się pośrednictwo innych podmiotów w świadczeniu usługi np. poprzez wprowadzenie zasad bilansowania obszarowego. Decentralizacja bilansowania pozwala także lepiej wykorzystać możliwości generacji rozproszonej oraz zwiększa rolę OSD i firm obrotu energią. Aby uwzględnić, że usługa świadczona przez odbiorców może wiązać się z mniejszą pewnością dostawy (mniejszą dyspozycyjnością usługi) oraz trudniejszym do realizacji technicznej dostępem do mocy regulowanej czasami wprowadza się ograniczenia w postaci maksymalnego udziału mocy dostarczanej odbiorców w planowanej, łącznej, wymaganej rezerwy mocy interwencyjnej w systemie. Wadą obecnego mechanizmu jest nadmierna centralizacja zasad rozliczeń, prowadząca do uprzywilejowania na rynku wytwórców systemowych jako usługodawców. Uzasadnienia dla takiego podejścia można doszukiwać się w tradycyjnym podejściu do bilansowania mocy w systemie, gdzie bieżące zapotrzebowanie odbiorców jest traktowane jako wymuszenie natomiast efekt bilansowania uzyskuje się po stronie podażowej systemu, regulując wytwarzanie. Obecnie są możliwości techniczne wykorzystania do regulacji także mocy po stronie odbiorów i należy doprowadzić do konkurencyjnego pozyskiwania mocy regulacyjnej w tym obszarze. O ile w regulacji pierwotnej i wtórnej nadal będą wykorzystywane głównie moce wytwórców to w przypadku rezerwy interwencyjnej i bilansowania energii możliwości odbiorców są znaczące. Po stronie bilansowania energii w ramach podstawowych rozliczeń na Rynku Bilansującym zmiana statusu odbiorców i OSD z uczestników biernych na czynnych (składających oferty bilansowania i wpływających na poziom cen rozliczeniowych) jest drogą do konkurencji na rynku.
4. PODSUMOWANIE Mechanizm pozyskania usług regulacyjnych w KSE ewoluuje obecnie w kierunku kosztowej wyceny usług i wykorzystania zdolności regulacyjnych po stronie wytwórczej w systemie. Podstawowymi jednostkami oferującymi usługi są systemowe elektrownie węglowe, przeważające wśród Jednostek Grafikowych Wytwórczych aktywnych na Rynku Bilansującym. Katalog usług dedykowanych dla nich praktycznie wyczerpuje ich ograniczone możliwości regulacji mocy. Bazuje się na maksymalnym wykorzystaniu rezerwy mocy wirującej w tych jednostkach. Wobec rosnącego udziału w systemie źródeł niespokojnych należy oczekiwać, że zapotrzebowanie na moce regulacyjne będzie rosło. Konieczność rezerwowania mocy źródeł rozproszonych (głównie odnawialnych źródeł energii) spowoduje zwiększenie zapotrzebowania na usługi regulacyjne. Trudno będzie pokryć to zapotrzebowanie nie odwołując się do możliwości regulacyjnych innych uczestników rynku. Możliwości dominujących dziś w strukturze wytwarzania elektrowni cieplnych są ograniczone. Dla wyzyskania możliwości regulacyjnych innych podmiotów i stworzenia zachęt dla inwestycji w nowe moce regulacyjno-interwencyjne konieczne jest modyfikowanie zasad pozyskiwania regulacyjnych usług systemowych. Należy oczekiwać dalszej integracji rynku usług regulacyjnych z Rynkiem Bilansującym. Łączna optymalizacja zakupu usług i zdolności bilansowania energii w systemie prowadzi do ograniczenia kosztów pozyskania rezerw regulacyjnych, interwencyjnych i bilansujących. Dla wyzyskania możliwości regulacyjnych odbiorców oraz źródeł rozproszonych, celowe jest wprowadzenie następujących zmian: wprowadzenie bilansowania obszarowego, umożliwienie odbiorcom aktywnego uczestnictwa w Rynku Bilansującym, zwiększenie roli OSD w bilansowaniu systemu, poprzez umożliwienie im pełnienia roli aktywnych uczestników Rynku Bilansującego, umożliwienie OSD tworzenia lokalnych rynków usług regulacyjnych i bilansujących, rozlicznie dostawy usługi rezerwy interwencyjnej przez odbiorców także według stawki za gotowość. Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych mogą pełnić rolę koncentratora usług systemowych względem OSP lub innych uczestników rynku usług systemowych. Brak działań w wykorzystaniu zdolności regulacyjnych podmiotów przyłączonych do lokalnej sieci będzie musiał być kompensowany przez Operatorów Systemów Dystrybucyjnych rozbudową infrastruktury sieciowej oraz rosnącymi kosztami uczestnictwa w Rynku Bilansującym.
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 2005. [2] Bućko P.: Konkurencja w dostawie regulacyjnych usług systemowych. Rynek Energii, nr 2/2008. [3] Bućko P.: Usługi systemowe w zakresie regulacji mocy czynnej. W: Problemy systemów elektroenergetycznych. Pod. red. K. Wilkosza. Wrocław: Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, 2002. [4] Bujko J., Stawski P.: Praca bloków cieplnych w warunkach rynków energii. IASE Wrocław 2002. [5] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi (tekst jednolity obowiązujący od dnia 1 stycznia 2010). Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA, Warszawa 2010. [6] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Dz. U. Nr 93 z 2007 r., poz. 623. [7] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne. Dz. U. Nr 89 z 2006 r., poz. 625, z późniejszymi zmianami. [8] 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, 2002. POWER RESERVES ANCILLARY SERVICES UNDER ELECTICITY MARKET CONDITION Key words: ancillary services, energy market, power reserves Summary. The ancillary services market is operated as a supplementary market to ensure the accomplishment of the requirements of energy market as the main market. Power production and distribution are subjects of several technical constraints. For efficient and secure power system operation, the Transmission System Operator has to administer appropriate tools that are purchased as ancillary and balancing services. The function of supplementary markets is to improve the competition on electrical energy market. The companies providing ancillary services could compete with each other. Keeping in mind the technical and commercial manner of the ancillary services market, it should be built to enable the competition between providers of ancillary services. Paweł Bućko, dr inż., Katedra Elektroenergetyki, Politechnika Gdańska, ul. Narutowicza 11/12, 80-952 Gdańsk. Działalność naukowa Autora związana jest z ekonomiką energetyki ze szczególnym uwzględnieniem problematyki programowania rozwoju systemów energetycznych w uwarunkowaniach rynkowych. Aktywność zawodowa jest związana z analizami inwestycyjnymi dla źródeł wytwórczych, analizami mechanizmów rynkowych i zasad rozliczeń w dostawie energii. Jest także audytorem energetycznym i zajmuje się problematyką racjonalnego użytkowania energii. e-mail: pbucko@ely.pg.gda.pl.