Planowanie Rozwoju Systemu Przesyłowego z uwzględnieniem uwarunkowań rynkowych 1 Dr Andrzej Tymorek Tomasz Tarwacki PSE Operator SA 1. Wstęp W warunkach konkurencji między przedsiębiorstwami energetycznymi cena rynkowa odpowiada kosztom krańcowym, a przedsiębiorstwo osiąga maksimum zysku w punkcie przecięcia się krzywej kosztów krańcowych z krzywą utargu krańcowego. Ten punkt wyznacza optymalne rozmiary produkcji tzw. optimum ekonomiczne. Dalsze zwiększanie produkcji poza wyznaczone optimum ekonomiczne przyniosłoby zmniejszenie zysku przedsiębiorstwa, gdyż koszty krańcowe byłyby większe w stosunku do utargu krańcowego. Mniejsze rozmiary produkcji oznaczałyby niewykorzystanie wszystkich możliwości zwiększenia zysku. Zatem przyjęcie kosztów krańcowych pozwala na określenie optimum produkcyjnego, a to z kolei wyznacza optymalny stan pracy systemu elektroenergetycznego. Rozważając kolejne optymalnie wyznaczone stany pracy systemu w badanych warunkach można określić optymalną ścieżkę rozwoju. 2. Charakterystyka procesu opracowania PRSP Rynek energii elektrycznej w Polsce obejmuje segmenty: kontraktów bilateralnych, giełdę energii i bilansujący. Działanie segmentów prowadzi do kształtowania rozwiązań optymalnych opartych na cenach równoważnym cenom krańcowym. Ta równoważność jest zapewniona przez optimum pracy systemu jak i przez racjonalną grę rynkową użytkowników systemu. W takich warunkach o rozdziale obciążeń między wytwórców decydują krańcowe koszty wytwarzania. Wszelkie odstępstwa od takiego rozdziału obciążenia, wynikające z decyzji administracyjnych (np. kontrakty długoterminowe) są przejściowe i nie mogą stanowić podstawy do długoterminowego planowania rozwoju sieci przesyłowej, którego celem jest przystosowanie sieci do swobodnego realizowania zawieranych transakcji zgodnie z warunkami rynkowymi. Przeszkodą w transakcjach rynkowych dla uczestników rynku energii mogą być ograniczenia przesyłowe, prowadzące do ograniczenia konkurencji i zasady swobodnego wyboru dostawcy. Dodatkowo koszty ograniczeń stają się udziałem operatora i uczestników rynku energii. Optimum rozdziału obciążeń zostaje połączone z optymalnym wykorzystaniem sieci przez rozwiązanie zadania optymalnego rozdziału mocy i wyznaczenie wskaźników wę- 1 Artykuł stanowi fragment pracy pt. Opracowanie metodyki analiz techniczno-ekonomicznych oraz propozycji narzędzi informatycznych dedykowanych do budowy Planowania Rozwoju Systemu Przesyłowego (PRSP) w horyzoncie długoterminowym. Etap II Opracowanie rekomendacji i metodyki dot. stosowania narzędzi rynkowych wykonanej na zlecenie PSE Operator SA przez Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii Sp. z o.o. 25
złowych cen krańcowych krótkookresowych. Wskaźniki te stają się podstawą rozważań zapewnianych przez narzędzie rynkowe wykorzystywane w planowaniu rozwoju. Efektywne wykorzystanie majątku sieciowego, kształtowane przez sygnały wynikające z kosztów krańcowych krótkookresowych, jest przedmiotem zarządzania siecią przez OSP i pozwala na prowadzenie optymalnego rozwoju sieci, gdyż m.in. umożliwia właściwą wycenę kosztów ograniczeń sieciowych i wskazanie elementów sieci odpowiedzialnych za powstanie tych kosztów. Właściwa wycena kosztów ograniczeń sieciowych jest kluczowym zagadnieniem przy planowaniu rozwoju sieci: inwestycja jest uzasadniona ekonomicznie, gdy ogólne zyski z jej przeprowadzenia przewyższą koszty związane z jej realizacją. Wybór w procesie planowania tylko tych inwestycji, które mają uzasadnienie ekonomiczne, będzie prowadzić do optymalnej strategii rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego. Każdy inny niż rynkowy (oparty na krótkookresowych kosztach krańcowych w węzłach sieci) rozdział wytwarzania między jednostki wytwórcze będzie prowadził do odstępstw od optimum ekonomicznego produkcji energii elektrycznej przez poszczególnych wytwórców, a zatem do zwiększenia kosztów zakupu i przesyłu energii elektrycznej, w tym zwiększenia kosztów ograniczeń sieciowych. Efektem będzie błędna ocena efektywności ekonomicznej planowanych inwestycji sieciowych, czyli przeinwestowanie systemu, a więc nieuzasadniony wzrost kosztów obciążający wszystkich uczestników rynku. Operowanie w procesie rozwoju innymi kategoriami niż krótkookresowe koszty krańcowe będzie prowadzić do decyzji nieoptymalnych, czyli do błędów planistycznych. Koszty krańcowe krótkookresowe pozwalają na jednoznaczną identyfikację i ocenę kosztów ograniczeń przesyłowych. Koszty przesyłu związane z potencjalnymi kosztami ograniczeń i ze stratami sieciowymi zostają przypisane poszczególnym węzłom sieci. Cena krańcowa krótkookresowa energii elektrycznej w węźle sieciowym określona na podstawie optymalnego rozpływu mocy (Optimal Power Flow OPF) zawiera składniki związane z kosztem energii, kosztem strat i kosztem ograniczeń sieciowych. Koszt ograniczenia odpowiada kosztowi odejścia od rozwiązania optymalnego (bez ograniczeń). Do identyfikacji ograniczeń przesyłowych służą narzędzia rynkowe wspomagane metodyką OPF. Przy założeniu zgodnie z celem planowania w warunkach rynkowych że nowe inwestycje prowadzą Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny do usuwania ograniczeń sieciowych, czyli do obniżania całkowitych kosztów dostawy energii z uwagi na eliminowanie wytwarzania wymuszonego, obliczenie tych kosztów w dwóch przypadkach: dla modelu wyjściowego systemu przesyłowego i dla modelu uwzględniającego nowy element, prowadzi do otrzymania różnicy, którą uznaje się za korzyść płynącą z budowy nowego elementu. Ta wielkość, w powiązaniu z oceną stanu sieci wynikającą z różnicy nadwyżek sieciowych, jest używana w ocenie efektywności inwestycji. Dzięki wykorzystaniu cen krańcowych krótkookresowych można ocenić całkowity efekt końcowy przez płatności poszczególnych uczestników rynku przed i po wdrożeniu inwestycji. Warto zatem wskazać miejsce dla narzędzia operacyjnego, które oferuje możliwości zastosowania w analizach technicznych i ekonomicznych oraz będzie mogło spełniać rolę narzędzia pomocnego w określaniu strategii. Analizy prowadzone za pomocą tego narzędzia powinny pozwalać na ocenę i weryfikację pracy sieci w stanach normalnych i w stanach, w których muszą być spełnione względy bezpieczeństwa wynikające z wyłączenia nieplanowych elementów sieciowych. W ramach tych analiz należy wykonać zadanie OPF i optymalny rozpływ mocy uwarunkowany względami bezpieczeństwa (Security Constrained Optimal Power Flow SCOPF). Rys. 1 przedstawia koncepcję powiązania analiz podażowych, analiz popytowych i rozwoju systemu elektroenergetycznego w jeden spójny proces. Całość znajduje miejsce w otoczeniu planowania rozwoju, które wynika z przewidywanych i realizowanych celów strategicznych (polityka energetyczna, koncepcja przestrzennego zagospodarowania kraju). W otoczeniu tym można wyróżnić kolejne poziomy: arena międzynarodowa, kraj, sektory, operator systemu, departamenty PSE Operator. Z tego otoczenia informacje są przekazywane do tworzonych prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną (strona popytowa), scenariuszy rozwoju źródeł (strona podażowa) i bezpośrednio do procesu planowania rozwoju. Informacje te określają dane wyjściowe procesu planowania i zdeterminowane potrzeby rozwojowe. Kolejnym etapem planowania rozwoju są analizy podażowo-popytowe, które określają warunki realizacji planów rozwojowych. Wynikiem tych analiz są scenariusze rozwojowe, w których będą przeprowadzone dalsze badania. Wyniki uzyskiwane na każdym z etapów są umieszczane w bazie danych (w razie potrzeby aktualizowane i pobierane). 26
Rys. 1. Proces opracowania PRSP z zaimplementowanym narzędziem optymalizacji techniczno-ekonomicznej
Rys. 2. Cykl analityczny opracowania PRSP
Na rys. 1 wyróżniono tę część procesu obliczeniowego, która ma charakter techniczno-ekonomiczny i może być realizowana za pomocą narzędzi rynkowych. Zaznaczone pole należy rozumieć jako element całego procesu, który jest wielokrotnie powtarzany. Powtarzalność cyklu jest związana z prowadzeniem obliczeń, w tym z przedziałem czasu, w którym przyjmuje się stałość mocy wytwarzanych w jednostkach wytwórczych. Uzyskane wyniki są podstawą oceny stanu pracy systemu. Całość obliczeń w module optymalizacji rynkowej (zaznaczony fragment procesu) daje wyniki o charakterze ekonomicznym i technicznym. Jednym z istotnych produktów tego modułu są wartości wskaźników węzłowych (cen węzłowych), które zostaną wykorzystane w dalszej części analiz ekonomicznych i w efekcie w tworzonym PRSP. Po stronie technicznej w wyniku optymalizacji są weryfikowane, badane i ewentualnie wyznaczane (bądź odrzucane) kolejne opcje rozwoju. 3. Opis cyklu analitycznego stosowanego w opracowaniu PRSP W opisanym procesie opracowania PRSP można wyróżnić pięć zasadniczych elementów. Są to: otoczenie planowania rozwoju, strona popytowa, strona podażowa, rozwój systemu przesyłowego i baza danych. Ostatni element bazę danych można określić jako zaplecze dla pozostałych czterech, gdzie archiwizowane i skąd pobierane są informacje niezbędne dla pozostałych elementów budowy PRSP. Niniejszy rozdział przedstawia realizację zadania planowania rozwoju. W opisie tej części opracowania PRSP przyjmuje się wyniki i dane będące produktami pozostałych elementów schematu planowania, zgodnie z rys. 2. W związku z tym zostaje opisany cykl analityczny rozwoju systemu przesyłowego przedstawiający wynikowo PRSP. Za obowiązującą przyjmuje się definicję PRSP jako harmonogramu czasowo-zadaniowego. Realizacja tego harmonogramu ma pozwolić na kontynuację pracy krajowego systemu elektroenergetycznego w sposób niezawodny i racjonalnie uzasadniony ekonomicznie. Dlatego produktem cyklu poza harmonogramem są wskaźniki analizy ekonomicznej i dochowane parametry dopuszczalnych rozwiązań (technicznych, finansowych i bezpieczeństwa pracy KSE). Opis cyklu analitycznego został przedstawiony niżej w kolejnych punktach (krokach) i na rys. 2. 1. Pozyskanie danych wynikowych oraz informacji z analiz popytowo- -podażowych Wśród tych danych w szczególności znajdują się prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i moc w horyzoncie długoterminowym z zadaną rozdzielczością. Prognozy zapotrzebowania są określane w węzłach sieci zamkniętej KSE. Dane podażowe obejmują dodatkowo informacje nt. rozwoju źródeł scentralizowanych i rozproszonych. W ramach analiz popytowo-podażowych zostają zweryfikowane potrzeby wystarczalności generacji w KSE. 2. Pozyskanie danych o zmianach zdeterminowanych Zmiany zdeterminowane zawierają informacje nt. pojawiania się i rozwoju nowych odbiorców oraz źródeł. Są to również informacje o nowych elementach sieciowych, których instalacja i uruchomienie są wynikiem zawartych umów, w tym zobowiązań międzynarodowych bądź międzyoperatorskich (budowa nowych połączeń, obiekty strategiczne, inne). Podstawowym źródłem tych informacji są wydane i przygotowywane warunki przyłączenia. 3. Pozyskanie danych o modelach sieciowych Modele sieciowe zawierają informację o aktualnym (wyjściowym) stanie sieci, tj. jej topologię, parametry elementów i dane urządzeń przyłączonych do tej sieci. Przez modele sieciowe są rozumiane zbiory danych niezbędne do przeprowadzenia obliczeń rozpływowych i oceny wykorzystania (stopnia obciążenia) sieci zamkniętej KSE. 4. Pozyskanie danych pochodzących z oceny pracy sieci przesyłowej Wykonywana cyklicznie ocena pracy sieci przesyłowej jest źródłem danych określających potrzeby sieci przesyłowej i wynikających stąd potrzeb rozwojowych. Informacje zawarte w dokumencie Ocena pracy sieci przesyłowej są wykorzystywane do tworzenia opcji rozwojowych. 5. Opracowanie scenariuszy popytowo-podażowych (SPP) Scenariusze popytowo-podażowe (SPP) są zbiorami parametrów opisujących środowisko prowadzonych obliczeń. Zawierają informacje o ścieżkach zmian kluczowych parametrów popytowych i podażowych (zmiana zapotrzebowania, zmiana generacji, zmiana wymiany międzysystemowej itp.). Scenariusze te są przygotowywane na podstawie zewnętrznych studiów strategicznych i analiz popytowo-podażowych wykonanych w OSP. Proces planowania przebiega dla każdego SPP. nr 3-4 (13-14) 2012 29
6. Ocena potrzeb rozwojowych KSE W tym zadaniu scaleniu poddawane są dane i informacje pochodzące z kroków 1., 2. i 3). Na podstawie tych danych tworzone są modele, które będą podstawą dalszych obliczeń rozwojowych. Są to modele sieci w stanach ustalonych, zawierające dane charakterystyczne dla poszczególnych scenariuszy popytowo-podażowych, zbiorów informacji i badanych wariantowych zmian w KSE, zwanych opcjami. Produktem zadania są zatem opcje rozwoju i uaktualnione modele sieciowe. 7. Dobór jednostek wytwórczych Zadanie to wytycza początek cyklu obliczeniowego prowadzonego w ramach analiz rynkowych i wykorzystania modułu optymalizacji rozwoju. Na podstawie przygotowanych modeli sieciowych i opcji rozwojowych w każdym z badanych SPP rozpoczyna się proces optymalizacyjny, którego produktem jest optymalna strategia rozwoju. W tym zadaniu odbywa się dobór jednostek wytwórczych (Unit Commitment UC), tj. jest ustalany skład źródeł, które będą uczestniczyć w dalszej optymalizacji. Dobór źródeł przebiega na podstawie informacji o dostępności źródeł (harmonogramy remontów, wycofań, nowe źródła, podaż energii pierwotnej), danych o zapotrzebowaniu, zobowiązaniach wymiany międzysystemowej, wymaganiach utrzymania rezerwy mocy. Produktem zadania jest lista jednostek wytwórczych uczestniczących w dalszych krokach procesu. 8. Wykonanie optymalizacji rozpływu mocy Z użyciem modeli sieciowych i listy źródeł określonej w zadaniu UC wyznaczany jest optymalny rozpływ mocy (Optimal Power Flow OPF). Zadanie OPF rozwiązuje rozpływ mocy w sieci zamkniętej KSE przy uwzględnieniu ograniczeń sieciowych, elektrownianych i emisyjnych. Zadanie jest rozwiązywane przy zapewnieniu minimum funkcji celu, którą może być sumaryczny koszt wytworzenia (w tym zakupu pozwoleń na emisję) i przesyłu energii elektrycznej. Wynikiem są obciążenia źródeł w stanach normalnych pracy sieci oraz zlokalizowane i wycenione potencjalne ograniczenia. W przypadku niespełnienia warunków ograniczeń w badanych opcjach rozwoju, warianty te podlegają modyfikacji i przekazywane są do kroku 5., gdzie należy zaproponować zmianę potrzeb rozwojowych. W tym miejscu można wykorzystać możliwość podpowiedzi w zakresie nowych opcji rozwoju, którą daje narzędzie rynkowe. Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny 9. Zbadanie kryterium bezpieczeństwa pracy sieci W ramach zadania OPF można rozszerzyć analizę rynkową o elementy związane z zapewnieniem bezpieczeństwa pracy sieci. Do weryfikacji spełnienia wymagań bezpieczeństwa pracy przez dany układ można wykorzystać zadanie SCOPF. Zadanie to wyznacza optymalny rozpływ mocy z uwzględnieniem kryterium N-k (wyłączenie zadanych k elementów układu sieciowego spośród zbioru N-elementowego). Zdefiniowanie kryteriów bezpieczeństwa jest możliwe w ramach narzędzia do analiz rynkowych. Wynikiem analizy jest sprawdzenie badanych układów w stanach N-k. Przy niespełnieniu postawionych ograniczeń dane opcje powinny być zmodyfikowane w kroku 5. lub odrzucone. 10. Analiza wyników obliczeń Wykonanie analiz techniczno-ekonomicznych w rozpatrywanym okresie, w zadanym scenariuszu i przy rozważeniu poszczególnych opcji generuje znaczące zbiory wyników. Wyniki te spełniają kryteria techniczne (nie zostały odrzucone jako niespełniające zadane ograniczenia) i bezpieczeństwa, natomiast posiadają różne wskaźniki ekonomiczne. Przedmiotem analizy powinny być wskaźniki stanowiące miarę jakościową uzyskiwanych wyników. Analiza może być prowadzona za pomocą: Wizualizacji przedstawienie wybranych warstw wyników w układzie geograficznym wspomagające wybór i kwalifikację opcji; może być również pokazane w klasycznym układzie kartezjańskim. Statystyk wyodrębnienie elementów wspólnych (podobnych) i przeciwstawnych w badanych opcjach, zbadanie częstości występowania uzyskanych wyników, marginesów prawdopodobieństwa występowania danych układów. Analizy wartości podstawą jest wykorzystanie wskaźników węzłowych i ekonomicznych estymatorów stanu sieci. W ramach wskaźników węzłowych należy zbadać wartości krańcowych cen węzłowych LMP (Locational Marginal Price) i ich zmiany w wyniku wdrożenia danej opcji. W ramach ekonomicznych estymatorów stanu sieci można się posłużyć nadwyżką sieciową, której wartość jest obliczana jako suma iloczynu mocy węzłowej (Net Injection różnica mocy wprowadzanej i pobieranej z węzła) i ceny LMP. 30
Wynikiem analizy wyników obliczeń jest uzyskanie zbioru opcji rozwojowych, które będą wykorzystane w opracowaniu strategii rozwoju sieci przesyłowej. Analiza wyników obliczeń modułem optymalizacyjnym kończy ten segment wykorzystania narzędzia rynkowego w kształtowaniu zasadniczego procesu planowania rozwoju. Narzędzie może być również wykorzystywane w innych analizach: strategicznych, analizach przypadku, bieżących obliczeniach danej opcji. 11. Korekta opcji zdefiniowanych w procesie i nowe opcje rozwojowe W tym zadaniu na podstawie wyników analizy wykonanej narzędziem rynkowym dla opcji rozwoju zdefiniowanych na początku cyklu można wprowadzić korektę opcji, bądź zdefiniować nowe. W tym celu proponuje się wykorzystać możliwości narzędzia rynkowego, które sugeruje dodatkowe rozwiązania uzupełniające badane opcje. Na podstawie analizy wyników można również zdefiniować nowe opcje rozwojowe. Wszystkie skorygowane, bądź zdefiniowane na nowo opcje rozwojowe są umieszczane na początku procesu, tj. w kroku 6. 12. Wybór strategii optymalnej Na podstawie wyników analiz rynkowych (techniczno-ekonomicznych) jest wyznaczana optymalna strategia rozwoju. Optymalna strategia rozwoju zawiera zakres i harmonogram działań rzeczowych w okresie analizy. Strategia jest określana dla każdego ze zdefiniowanych i rozpatrywanych scenariuszy popytowo-podażowych (SPP). 13. Zbadanie kryteriów bezpieczeństwa pracy KSE w stanach przejściowych (sprawdzenie warunków równowagi dynamicznej i statycznej) Dla wyznaczonej optymalnej strategii rozwoju w każdym z SPP będą sprawdzane kryteria bezpieczeństwa pracy KSE w stanach przejściowych i podprzejściowych. Spełnienie wyznaczonych kryteriów wskazuje daną strategię jako akceptowalną technicznie i ekonomicznie do włączenia w PRSP. 14. Analiza ryzyka W ramach analizy ryzyka jest badany wpływ zmian wybranych parametrów na zmienność wyników kryterialnych (np. koszt funkcjonowania KSE). Analizy ryzyka mogą być prowadzone z wykorzystaniem narzędzia rynkowego, które posiada taką funkcjonalność. Wynikiem analizy ryzyka jest określenie dopuszczalnej zmienności parametrów w obrębie rozpatrywanej analizy. 15. Analiza finansowa Analiza finansowa służy zbadaniu dostępności środków finansowych pozwalających na realizację zakresu rzeczowego w ramach strategii optymalnych w poszczególnych SPP. Wynikiem analizy finansowej jest określenie rozkładu środków finansowych. 16. Analiza ekonomiczna Analiza ekonomiczna wyznacza wskaźniki efektywności ekonomicznej zweryfikowanych technicznie strategii optymalnych w danych scenariuszach. W ramach analizy ekonomicznej uwzględnia się zmienność parametrów (jako wynik analizy ryzyka) i dostępność środków finansowych (jako wynik analizy finansowej). 17. Strategia rozwoju Wybór strategii rozwoju wyznacza harmonogram czasowo-zadaniowy planowania. Ukształtowanie tego harmonogramu realizuje założenia PRSP, wykonanego w sposób ekonomicznie uzasadniony i przy uwzględnieniu bezpieczeństwa pracy KSE. Przedstawiony cykl analityczny zmierzający do opracowania PRSP jest wielowarstwowy. Przy wykorzystaniu narzędzia rynkowego ta wielowarstwowość jest w szczególności związana z potrzebą przeliczenia zdefiniowanych opcji rozwojowych w każdym ze scenariuszy popytowo-podażowych. Wielowarstwowość jest również wynikiem uwzględnienia skali czasu w obliczeniach. Wymusza to działanie w pętlach obliczeniowych, co nie zostało przedstawione na rys. 2. Działania te są realizowane przez narzędzie rynkowe. Wyniki prac analitycznych związanych z opracowywaniem PRSP zawierają szeroki zakres prognoz dotyczących długoterminowego rozwoju sektora elektroenergetycznego jako całości. Najbardziej istotną wartością dodaną tych analiz techniczno-ekonomicznych, poza określeniem harmonogramów czasowo-zadaniowych w zakresie sieci przesyłowej dla potrzeb PSE Operator, są informacje o długoterminowych kierunkach rozwoju krajowego podsektora wytwarzania energii elektrycznej. Obejmują one zakres rzeczowy tego rozwoju oraz skutki paliwowe i ekologiczne. Informacje te w opinii autorów projektu mogą mieć dużą wartość analityczną przy kształtowaniu długofalowych kierunków polityki energetycznej w zakresie sektora elektroenergetycznego, górnictwa węglowego, gazownictwa i ekologii. Przewaga tych wyników nad innymi analizami wykonywanymi w tym obszarze polegałaby na zastosowaniu do ich uzyskania unikalnej w skali kraju metodyki ekonomiczno-rynkowej. nr 3-4 (13-14) 2012 31
Wnioski Jednym z najistotniejszych zadań statutowych PSE Operator jest planowanie rozwoju sieci przesyłowej. Celem tego procesu jest uzyskanie harmonogramu czasowo-zadaniowego, który w przyszłości pozwoli na kontynuację pracy KSE w sposób niezawodny i ekonomicznie (racjonalnie) uzasadniony, a także zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego w zakresie dostaw energii elektrycznej w horyzoncie długoterminowym. Z punktu widzenia rynkowego harmonogram powinien w pełni zabezpieczać potrzeby obecnych i przyszłych uczestników rynku energii elektrycznej w zakresie świadczenia usług przesyłowych. Produktem końcowym tego procesu jest Plan Rozwoju Sieci Przesyłowej (PRSP). Plan ten służy m.in. do opracowania, dla potrzeb uzgodnienia z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, planu w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną. Nowe uwarunkowania funkcjonowania KSE, w tym postępujące urynkowienie sektora elektroenergetycznego i zmiany w otoczeniu operatora systemu przesyłowego, wymagają innego podejścia do długoterminowego planowania rozwoju sieci przesyłowej. W nowym podejściu ten proces powinien przebiegać nie tylko na płaszczyźnie technicznej, ale i ekonomiczno-rynkowej. Płaszczyzna ekonomiczno- -rynkowa daje możliwość zoptymalizowania wyborów w zakresie harmonogramu działań w oparciu o kryteria ekonomiczne, uzasadnia efektywność podejmowanych zadań rozwojowych oraz obiektywizuje proces planistyczny. Opisana metoda optymalizacyjna oznacza wykorzystanie istniejących zasobów przesyłowych przy uwzględnieniu ograniczeń technicznych. Całość zadania zamyka się w analizach techniczno-ekonomicznych i rynkowych. Realizacja planu rozwoju z wykorzystaniem mechanizmów rynkowych opartych na krótkookresowych kosztach krańcowych i na optymalizacji rozpływu mocy pozwala na maksymalizację wykorzystania infrastruktury sieciowej, na lokalizację i wycenę ograniczeń sieciowych. Likwidacja/złagodzenie ograniczeń sieciowych prowadzi do zwiększenia możliwości przesyłowych sieci przy jednoczesnym uwzględnieniu rynkowych zachowań uczestników zarówno po stronie podażowej, jak i popytowej. Użycie wskaźników ekonomicznych ułatwia racjonalny wybór strategii rozwoju, a możliwość wykorzystania zadania SCOPF pozwala na uwzględnienie uwarunkowań bezpieczeństwa pracy KSE. Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Dr inż. Andrzej Tymorek, absolwent Politechniki Warszawskiej, na kierunku Informatyka sterowanie i zarządzanie w elektroenergetyce ze specjalnością elektroenergetyka. W 1991 r. rozpoczął pracę w Krajowej Dyspozycji Mocy Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA. W trakcie kariery zawodowej zajmował stanowiska od specjalisty do kierownika wydziału taryf. W 2005 r. uzyskał tytuł doktora nauk technicznych w dyscyplinie elektrotechnika i specjalności elektroenergetyka w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej. Od 2005 r. główny specjalista w Departamencie Planowania Rozwoju PSE Operator SA. Zajmuje się zagadnieniami zarządzania systemem elektroenergetycznym, funkcjonowania rynku energii i taryfowania usług przesyłowych oraz zaawansowanymi narzędziami wspomagającymi planowanie rozwoju sieci przesyłowej. Uczestnik szeregu krajowych i międzynarodowych projektów związanych z sektorem elektroenergetycznym, członek Grupy Regionalnej Morza Bałtyckiego Komitetu Rozwoju ENTSO-E, ekspert w zakresie modelowania rynkowego. Mgr inż. Tomasz Tarwacki, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej. Od początku kariery zawodowej w 1995 r. związany z sieciami najwyższych napięć. Zajmował stanowiska od specjalisty do kierownika zespołu technicznych analiz systemowych w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych SA. Od 1999 r. w EPC SA: najpierw jako kierownik projektu, a następnie dyrektor ds. technicznych analiz systemowych. Od 2008 r. zastępca dyrektora w Departamencie Planowania Rozwoju PSE Operator SA. 32