Energia XXIV cz. 1
10 lat Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A.
50 lat służb dyspozytorskich
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 214 (5684) 13 września 2000 r.

Rynek energii elektrycznej – rynek bilansujący
Jan Rakowski, Tomasz Sikorski, Cezary Szwed – Zarządzanie Rynkiem Systemowym, PSE SA

 

Długotrwałe traktowanie energii elektrycznej jako dobra społecznego w Polsce, jak i w większości krajów świata spowodowało, że nadawanie energii elektrycznej cech towaru i tworzenie rynku energii jest procesem długim i złożonym. Przy przechodzeniu od monopolu do rynku konkurencyjnego konieczne jest zachowanie okresu przejściowego, w którym poprzez odpowiednią regulację ze strony administracji rządowej stymuluje się tworzenie rynku konkurencyjnego. Wprowadzenie rynkowych zasad funkcjonowania systemu elektroenergetycznego wymaga przede wszystkim stworzenia właściwej struktury organizacyjnej oraz podstawowych elementów infrastruktury rynkowej, zapewniających uczestnikom rynku swobodę w podejmowaniu decyzji gospodarczych. Uczestnicy rynku, w ramach prowadzenia długofalowej gry rynkowej, powinni mieć możliwość zajmowania i optymalizacji swoich pozycji handlowych. Ponadto na rynku energii elektrycznej powinny istnieć mechanizmy pozwalające na efektywne i bezpieczne wykorzystanie zasobów systemu elektroenergetycznego do fizycznych realizacji dostaw energii wynikających z zawartych na rynku umów sprzedaży energii.

Z punktu widzenia efektywności funkcjonowania rynku energii elektrycznej bardzo ważnym elementem jest jego struktura, w tym podział na segmenty oraz występujące między nimi relacje. Obecnie największe znaczenie praktyczne mają dwa rodzaje segmentów rynku: rynek bilateralny oraz rynek ofertowy. Na rynkach bilateralnych wytwórcy i odbiorcy zawierają między sobą kontrakty na dostawy energii, w których ustalają techniczne oraz handlowe warunki ich realizacji. Harmonogramy fizycznych dostaw energii są uzgadniane z operatorem systemu, który je realizuje. Na rynkach ofertowych wytwórcy i odbiorcy składają oferty, w których ujawniają swoje preferencje cenowe dotyczące sprzedaży lub zakupu energii. Na podstawie tych ofert jest ustalany harmonogram dostaw energii. Zadania związane z realizacją i koordynacją dostaw energii wykonuje operator systemu.

Od kilku lat trwają dyskusje nad konsekwencjami prowadzenia obrotu energią elektryczną w segmentach rynku bilateralnego i ofertowego. Zwolennicy rynku ofertowego wskazują na jego pozytywne cechy z punktu widzenia możliwości zagwarantowania bezpiecznego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Skupiają się przy tym przede wszystkim na aspektach dotyczących stworzenia rynkowych warunków dla sterowania pracą urządzeń w systemie i realizacji dostaw energii. Podkreślają jednocześnie, że efektywność tego mechanizmu zależy bardzo silnie od przyjętej struktury procesu ofertowego, co wynika z cech energii elektrycznej jako towaru, w tym głównie zależności kosztów jej wytwarzania od profili pracy jednostek wytwórczych. Z kolei zwolennicy rynku bilateralnego akcentują możliwości jego naturalnego i szybkiego rozwoju oraz zbliżenia do rozwiązań typowych dla rynków innych towarów. Uznają przy tym, że zagadnienia związane ze sterowaniem oraz bezpieczeństwem pracy systemu elektroenergetycznego są już rozwiązane.

Dotychczasowe doświadczenia pokazują, że najlepsze, z praktycznego punktu widzenia, jest połączenie powyższych koncepcji. Wynika to z faktu, że niezbędnym elementem rynku energii elektrycznej jest sprawnie działający segment rynku bilansującego, z powodów technicznych zorganizowany w formie rynku ofertowego. Jego podstawowym zadaniem jest dostarczenie operatorowi systemu możliwości bilansowania zasobów systemu elektroenergetycznego.

Od centralnego planisty do swobodnego zawierania transakcji handlowych
Centralny planista

Wytwarzanie, przesył, dystrybucja oraz dostarczanie energii elektrycznej jest bardzo złożonym ciągiem procesów technicznych. Złożoność tych procesów wynika zarówno z cech energii elektrycznej, jak i z dużej liczby odbiorców o zmiennym zapotrzebowaniu na energię elektryczną oraz z rozproszenia geograficznego systemu elektroenergetycznego. Skuteczne zarządzanie tymi procesami oraz konieczność rozwiązywania wielu złożonych problemów technicznych wymagały scentralizowanego sterowania. Centralne dysponowanie systemem elektroenergetycznym umożliwiło rozwiązanie problemu równoważenia w każdej chwili wielkości zapotrzebowania na energię elektryczną z wielkością generacji. Pozwalało ono też na zapewnienie wymaganej jakości energii elektrycznej i pewności jej dostaw. Określanie planowanego i rzeczywistego zapotrzebowania na energię w skali całego systemu dawało lepsze wyniki niż określanie tych wielkości dla indywidualnych odbiorców. Centralne dysponowanie mocą źródeł wytwórczych oraz określanie planowanej i sterowanie rzeczywistą produkcją pozwalało na minimalizację kosztów wytwarzania, przesyłu i dystrybucji w skali całego regionu lub kraju.

Rozwiązania prawne sankcjonowały scentralizowany sposób sterowania procesami zachodzącymi w elektroenergetyce z uwzględnieniem parametrów kosztowych. Firmy elektroenergetyczne funkcjonowały jako monopole, które zaspokajały zapotrzebowanie odbiorców na energię elektryczną. Centralny planista pod postacią Dyspozycji Mocy zdejmował zarówno z wytwórców, jak i z odbiorców energii elektrycznej znaczący zakres odpowiedzialności za ich działania. W związku z tym wytwórcy nie musieli zabiegać o sprzedaż energii elektrycznej, a odbiorcy o jej zakup. Przepływy finansowe między odbiorcami a wytwórcami wynikały z ustalonego systemu rozliczeń, zapewniającego przychody poszczególnych podmiotów na odpowiednim poziomie.

Rynek scentralizowany

Opanowanie problemów technicznych w elektroenergetyce, przeobrażenia w gospodarce krajów uprzemysłowionych w końcu lat siedemdziesiątych i w latach osiemdziesiątych oraz rozwój nauk ekonomicznych spowodowały poważne zmiany w zasadach funkcjonowania elektroenergetyki. Zwycięstwo poglądu, że każdy produkt, usługa czy dobro może i powinno być wycenione spowodowało rozpoczęcie tworzenia rynków energii elektrycznej. Uznano, że najlepszą drogą do racjonalizacji kosztów energii jest rozwój konkurencji w sektorze elektroenergetycznym poprzez tworzenie wolnego rynku.

Pierwsze rozwiązania w zakresie rynków energii nie zdetronizowały jednak modelu centralnego planisty. Wprowadzono model rynku scentralizowanego – wszystkie transakcje sprzedaży energii elektrycznej były zawierane centralnie, poprzez tzw. pool. W tym modelu zapotrzebowanie odbiorców na energię było określane przez operatora systemu, a wytwórcy poprzez składanie ofert produkcyjnych konkurowali o miejsce dla swojej produkcji w celu zaspokojenia występującego zapotrzebowania. Odbiorcy mogli tylko obserwować zachodzące procesy i oczekiwać na ich wyniki, a przede wszystkim na poziom cen energii, jaki ustali się na rynku. W chwili uruchamiania rynek scentralizowany wydawał się posunięciem bardzo rewolucyjnym, postrzeganym jednocześnie przez wielu jako bardzo ryzykowne. Z perspektywy dnia dzisiejszego wydaje się to rozwiązaniem bardzo bezpiecznym i praktycznie zawierającym niewiele elementów rynkowych.

Rynek zdecentralizowany

Zasadnicze ograniczenie funkcji centralnego planisty ma miejsce na rynku zdecentralizowanym. W tym modelu rynku następuje rozproszenie kompetencji decyzyjnych w prowadzeniu obrotu energią elektryczną, a w znacznej części również w realizacji fizycznych dostaw energii. Uczestnicy rynku samodzielnie podejmują większość decyzji związanych z funkcjonowaniem na rynku. Ponoszą oni przy tym pełną odpowiedzialność za wszelkie skutki swoich decyzji. W szczególności dotyczy to odpowiedzialności za wywiązanie się z zawieranych na rynku transakcji.

Na rynku zdecentralizowanym uczestnicy mają pełną swobodę w zawieraniu transakcji handlowych. Nabywcy mogą dokonać zakupów bezpośrednio u wytwórców lub za pośrednictwem konkurujących ze sobą pośredników. Wytwórcy mogą sprzedawać energię wprost odbiorcom końcowym lub pośrednikom. Istotą tego modelu rynku jest całkowite oddzielenie działalności handlowej od działalności przesyłowej prowadzonej na poziomie sieci przesyłowych oraz sieci rozdzielczych. Zakłada się przy tym, że uczestnicy rynku mają wolny i równy dostęp do usług przesyłowych.

W strukturze rynku zdecentralizowanego wyróżnia się wiele wzajemnie ze sobą powiązanych segmentów rynku, na których uczestnicy rynku prowadzą obrót energią elektryczną. W celu fizycznej realizacji zawartych transakcji wymagane jest uwzględnienie technicznych aspektów funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w tym aspektów związanych z bezpieczeństwem pracy systemu. W tym celu operator systemu realizuje zadania mające na celu zbilansowanie zasobów systemu elektroenergetycznego przy uwzględnieniu transakcji handlowych zawartych na rynku. Zadania te są wykonywane w ramach funkcjonowania segmentu rynku bilansującego.

Podstawowe funkcje rynku bilansującego obejmują bilansowanie zapotrzebowania odbiorców na energię przy uwzględnieniu ograniczeń technicznych występujących w systemie elektroenergetycznym. W ramach tego, na podstawie zawartych przez uczestników rynku umów sprzedaży, operator systemu przygotowuje dopuszczalne z punktu widzenia ograniczeń systemowych plany dostaw energii, a następnie na ich podstawie realizuje fizyczne dostawy energii. Mechanizm rynku bilansującego pozwala operatorowi systemu na realizację dostaw energii do tych odbiorców, którzy zawarli umowy sprzedaży na ilości energii mniejsze niż ich potrzeby. Umożliwia on również zbilansowanie transakcji odbiorców, którzy popełnili błędy w ocenie swoich potrzeb na minus (za mało zakontraktowali) lub na plus (za dużo zakontraktowali). W ramach rynku bilansującego wytwórcy mogą przekazywać operatorowi do realizacji transakcje, których, np. z powodu awarii nie mogą wykonać, lub których nie chcą wykonać, np. z powodu zawarcia innych, korzystniejszych dla nich transakcji. Wreszcie rynek ten jest narzędziem dla operatora systemu przesyłowego umożliwiającym zawieranie transakcji na zakup lub sprzedaż energii elektrycznej w sytuacjach awaryjnych, w których musi być zmieniony rozkład generacji lub poboru energii elektrycznej.

Proces wdrażania rynku bilansującego w Polsce

Polska droga od centralnego planisty do rynku konkurencyjnego ma już swoją dziesięcioletnią historię, lecz najważniejsze są ostatnie lata. Na początku lat dziewięćdziesiątych dla większości polskich energetyków nie do pomyślenia było funkcjonowanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) bez centralnego dysponowania i pełnego kontrolowania transakcji zawieranych miedzy wytwórcami i odbiorcami. Jednak dzięki usilnym pracom grupy specjalistów ze wszystkich sektorów energetyki w latach 1996-1998 udało się opracować pierwszy model rynku energii w Polsce – Systemowy Ofertowy Rynek Energii Elektrycznej (SOREE). Rozwiązania SOREE wkomponowywały się w scentralizowany model rynku energii elektrycznej i bazowały na angielskim modelu rynku ofertowego.

Rozwiązania prawne – nowa konstytucja, Prawo energetyczne, przepisy wykonawcze do niego – oraz konieczność uwzględnienia kontraktów długoterminowych uniemożliwiły kontynuowanie prac nad SOREE i zatrzymały je na etapie wdrażania. W nowych warunkach prawno-ekonomicznych właściwym rozwiązaniem dla elektroenergetyki polskiej stał się rynek zdecentralizowany ze sprawnie funkcjonującym rynkiem bilansującym, jako elementem koordynującym rozproszoną działalność handlową. Operator systemu przesyłowego (na mocy prawa stały się nim Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA) rozpoczął intensywne prace nad przygotowaniem zasad funkcjonowania rynku zdecentralizowanego. W ramach tego został zdefiniowany System Optymalizująco-Bilansowo-Rozliczeniowy Energetyki w Polsce oraz jeden z jego elementów – rynek bilansowy. Przystąpiono do prac nad stworzeniem dokumentów opisujących działanie zarówno SOBRE, jak i rynku bilansowego. Powstała Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej oraz Regulamin rynku bilansowego. Dokumenty te zostały wprowadzone jako załączniki do umów o świadczenie usług przesyłowych, które PSE SA, jako operator systemu przesyłowego, zawarły ze wszystkimi podmiotami przyłączonymi do sieci przesyłowej (elektrowniami i spółkami dystrybucyjnymi). Stały się one podstawą do funkcjonowania rynku bilansowego w KSE. Rynek ten działa do dziś i obejmuje wiele rozwiązań wymaganych z punktu widzenia funkcjonowania zdecentralizowanego rynku energii elektrycznej. We wdrożonych rozwiązaniach brakuje jednak możliwości realizacji procesów rynkowych w cyklach dobowo-godzinowych.

Od września 1999 roku PSE SA, jako operator systemu przesyłowego, realizuje prace projektowo-wdrożeniowe w zakresie dobowo-godzinowego rynku bilansującego. W ramach prowadzonych prac zostały wyróżnione trzy podstawowe obszary zadaniowe: (i) zadania dotyczące opracowania zasad działania rynku bilansującego, (ii) zadania dotyczące opracowania regulaminów i instrukcji regulujących działanie rynku bilansującego, (iii) zadania dotyczące przygotowania infrastruktury technicznej i informatycznej dla potrzeb rynku bilansującego.

Realizacja powyższych zadań w podstawowym zakresie trwała do końca czerwca 2000 roku. W wyniku prac została przygotowana szczegółowa dokumentacja określająca zasady działania rynku bilansującego, w tym Projekt rynku bilansującego, Regulamin rynku bilansującego oraz Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. W zakresie infrastruktury technicznej i informatycznej wykonano prace projektowe oraz implementacyjne dotyczące budowy systemów informatycznych wspomagających funkcjonowanie rynku bilansującego, w tym systemów wymiany informacji rynkowych i technicznych, systemów planowania i prowadzenia ruchu oraz systemów pomiarowo-rozliczeniowych.

W lipcu br. operator systemu przesyłowego rozpoczął wdrażanie poszczególnych elementów rynku bilansującego. W proces ten, oprócz operatora systemu przesyłowego, są zaangażowani uczestnicy rynku (wytwórcy energii i spółki dystrybucyjne), operatorzy rynku (operatorzy handlowo-techniczni i operatorzy handlowi, w tym nowo powstała Giełda Energii S.A.) oraz operatorzy systemów rozdzielczych, a także Ministerstwo Gospodarki oraz Urząd Regulacji Energetyki. Prowadzone obecnie prace wdrożeniowe obejmują całość zagadnień prawnych, organizacyjnych i funkcjonalnych niezbędnych z punktu widzenia działania rynku bilansującego. W ramach tych prac operator systemu przesyłowego wraz z innymi podmiotami zaangażowanymi w działanie rynku bilansującego realizuje zadania mające na celu końcową weryfikację spójności i kompletności zasad regulujących działanie rynku bilansującego. Ponadto trwa uruchamianie niezbędnych systemów infrastruktury teleinformatycznej, obejmujące między innymi ich instalację, skonfigurowanie i testowanie. W ramach prac wdrożeniowych dla wszystkich zainteresowanych uczestników rynku są prowadzone szkolenia z zakresu zasad działania rynku bilansującego.

Obok prac wdrożeniowych, związanych bezpośrednio z uruchomieniem rynku bilansującego, operator systemu przesyłowego podejmuje działania dla zapewnienia bezpiecznego przejścia do nowych rozwiązań rynkowych. Jednym z tych działań jest ewolucyjne wprowadzanie nowych rozwiązań. Modyfikowane są obecnie obowiązujące zasady działania rynku w celu możliwie najszerszego uwzględnienia nowych rozwiązań; na przykład od lipca br. w aktualnie obowiązujących zasadach rynku bilansowego uwzględniono transakcje zawierane na giełdzie energii.

W dalszej części artykułu przedstawiono podstawowe zasady funkcjonowania rynku bilansującego, który jest teraz wdrażany w Polsce. Szczegółowe zasady dotyczące działania rynku bilansującego znajdują się w Regulaminie rynku bilansującego, dostępnym na stronach internetowych PSE SA pod adresem: www.pse.pl, w dziale Operator Systemu Przesyłowego. Pod tym adresem można również znaleźć pełną dokumentację prac prowadzonych przez operatora systemu przesyłowego w zakresie projektowania i wdrażania rynku energii elektrycznej w Polsce.

Podstawowe zasady funkcjonowania rynku bilansującego w Polsce
Organizacja rynku bilansującego

Podmiotami uczestniczącymi w rynku bilansującym są: operator systemu przesyłowego, operatorzy systemów rozdzielczych, wytwórcy energii, odbiorcy energii, przedsiębiorstwa obrotu, operatorzy handlowi oraz operatorzy handlowo-techniczni. Obszar rynku bilansującego obejmuje sieć przesyłową z jednostkami wytwórczymi przyłączonymi do tej sieci oraz niektóre jednostki wytwórcze przyłączone do sieci rozdzielczej o napięciu 110 kV.

Operator systemu przesyłowego oraz operatorzy systemów rozdzielczych nie są aktywnymi uczestnikami rynku bilansującego, tzn. nie mogą wpływać na kształtowanie się cen na rynku i uzyskiwać z tego tytułu korzyści. Celem działania operatorów jest przede wszystkim zapewnienie możliwości realizacji zgłoszonych umów sprzedaży energii, prowadzenie działań bilansujących w obszarze zarządzanej przez siebie sieci oraz administrowanie rynkiem.

Wśród odbiorców energii uczestniczących w rynku wyróżnia się spółki dystrybucyjne i tzw. odbiorców końcowych. Przedsiębiorstwa obrotu uczestniczą w rynku bilansującym, w przypadku gdy zawierają i zgłaszają umowy sprzedaży energii fizycznie przepływającej przez sieć operatora systemu przesyłowego. Specjalnym uczestnikiem rynku bilansującego jest również Giełda Energii S.A., która dostarcza danych o zawartych transakcjach, nie uczestnicząc przy tym w działaniach bilansujących.

Warunki uczestnictwa w rynku bilansującym

Warunki uczestnictwa w rynku bilansującym obejmują wymagania formalnoprawne, wymagania finansowe oraz wymagania techniczne.

Wśród wymagań formalnoprawnych dwa najważniejsze to posiadanie odpowiedniej koncesji oraz umowy przesyłowej. Koncesja, w zależności od zakresu uczestnictwa w rynku, musi pozwalać odpowiednio na wytwarzanie energii elektrycznej, obrót energią elektryczną lub przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej. Umowa przesyłowa powinna być zawarta z operatorem systemu przesyłowego lub, w przypadku podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej, pomiędzy danym podmiotem a operatorem systemu rozdzielczego i operatorem systemu przesyłowego. Podmioty, których urządzenia lub instalacje są przyłączone do sieci przesyłowej lub sieci rozdzielczej objętej rynkiem bilansującym stają się automatycznie uczestnikami tego rynku.

Warunki finansowe uczestnictwa w rynku mają na celu zachowanie jego płynności finansowej; uczestnicy rynku udzielają odpowiednich gwarancji finansowych. Zabezpieczenie finansowe może mieć m.in. formę depozytu lub gwarancji bankowych.

Trzecia grupa warunków uczestnictwa w rynku dotyczy wymagań technicznych, w tym wymagań dotyczących układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej, systemów zdalnego pomiaru energii elektrycznej, wymagań w zakresie infrastruktury teleinformatycznej, wymagań dla systemów telekomunikacji oraz dla systemów transmisji danych. Szczegółowe wymagania techniczne określa Regulamin rynku bilansującego.

Działania realizowane na rynku bilansującym

Działania realizowane na rynku bilansującym dzielą się na trzy zasadnicze grupy: zgłaszanie umów sprzedaży energii elektrycznej do fizycznej realizacji, planowanie i prowadzenie ruchu w krajowym systemie elektroenergetycznym oraz rozliczenia transakcji bilansujących.

• Zgłaszanie umów sprzedaży energii. Zgłaszanie umów sprzedaży energii elektrycznej do fizycznej realizacji polega na przesłaniu przez podmioty działające na rynku do operatora systemu przesyłowego danych handlowych dotyczących zawartych umów oraz danych technicznych określających warunki ich realizacji. Forma, zakres oraz czas przekazania danych jest ściśle określony. Samo przekazanie informacji jest równoznaczne ze złożeniem zobowiązania do podjęcia lub gotowości podjęcia stosownych działań w celu wywiązania się ze zobowiązań, w zakresie określonym w zgłoszeniu. Informacje przekazywane w zgłoszeniu dotyczą dwóch grup danych: danych handlowych, w zakresie zgłoszenia umowy sprzedaży energii, oraz danych handlowo-technicznych, w zakresie warunków technicznych realizacji tej umowy. Przesyłane informacje dotyczą możliwości zmiany ilości dostarczanej energii, które określają warunki uczestnictwa danego podmiotu w usuwaniu ograniczeń systemowych. Te ostatnie dane stanowią zgłoszenie oferty bilansującej danego podmiotu. Dane przekazywane w zgłoszeniach mają postać zbilansowanych godzinowych grafików handlowych lub grafików handlowo-technicznych. Szczegółową postać, tryb i harmonogram zgłaszania danych określa Regulamin rynku bilansującego. Elektroniczne standardy wymiany informacji są zdefiniowane w systemie wymiany informacji na rynku energii (WIRE).

Po otrzymaniu zgłoszenia operator systemu przesyłowego dokonuje weryfikacji przysłanych danych. Weryfikacja polega m.in. na sprawdzeniu danych pod względem zgodności z zapisami umowy przesyłowej oraz zgodności zgłoszenia oferty bilansującej ze zgłoszeniem umowy sprzedaży energii. Zweryfikowane i przyjęte dane są wykorzystywane w ramach procedur planowania i prowadzenia ruchu.

• Planowanie i prowadzenie ruchu. Proces planowania i prowadzenia ruchu obejmuje tworzenie planów koordynacyjnych, tworzenie bilansów techniczno-handlowych oraz operatywne prowadzenie ruchu.

Plany koordynacyjne, tworzone na podstawie planów technicznych oraz planów handlowo-technicznych, zawierają plan pracy systemu elektroenergetycznego w ustalonym okresie. Plany techniczne obejmują bilanse mocy, bilanse zdolności przesyłowych oraz bilanse usług systemowych opracowane przez odpowiednich operatorów systemów. Z jednej strony plany te obejmują zdolności źródeł wytwórczych oraz zdolności przesyłowe sieci, a z drugiej strony określają prognozowane zapotrzebowanie na energię oraz usługi niezbędne do jej przesłania. Plany techniczne są wykonywane przez operatora systemu przesyłowego oraz operatorów systemów rozdzielczych na podstawie własnych danych oraz danych pozyskanych od podmiotów, których urządzenia lub instalacje są przyłączone do sieci odpowiedniego operatora. Plany handlowo-techniczne określają zapotrzebowanie odbiorców na energię oraz sposoby jego pokrycia na podstawie zawartych umów handlowych. Plany koordynacyjne są tworzone dla różnych okresów, m.in. roku, miesiąca czy doby. Bilanse techniczno-handlowe mają na celu identyfikację zmian i odchyleń od planów koordynacyjnych. Bilanse te są uproszczonymi i uaktualnionymi wersjami planów koordynacyjnych.

W procesie prowadzenia ruchu zasadnicze znaczenie mają tzw. plan koordynacyjny dobowy oraz bieżący plan koordynacyjny dobowy. Pierwszy z nich jest tworzony przez operatora systemu przesyłowego na każdą godzinę doby handlowej w dobie ją poprzedzającej. Plan ten jest przygotowywany za pomocą algorytmu rozdziału obciążeń. W ramach algorytmu jest uwzględniana aktualna wiedza operatora systemu przesyłowego w zakresie dyspozycyjności i możliwości regulacyjnych poszczególnych jednostek wytwórczych, prognozowanego zapotrzebowania na energię, wielkości produkcji zdeterminowanej, wymiany międzynarodowej oraz ograniczeń systemowych. Ograniczenia systemowe obejmują ograniczenia elektrowniane, ograniczenia sieciowe oraz ograniczenia dotyczące rezerw mocy.

Drugi z wymienionych wcześniej planów koordynacyjnych – bieżący plan koordynacyjny dobowy – jest tworzony w dobie handlowej dla potrzeb prowadzenia ruchu. W jego ramach planowane godzinowe zapotrzebowanie mocy jest rozkładane na okresy 15-minutowe. Plan ten jest tworzony przy wykorzystaniu informacji uzyskiwanych w czasie prowadzenia ruchu.

Do wspomagania prowadzenia ruchu jest wykorzystywany komputerowy system operatywnej współpracy z elektrowniami (SOWE). Stanowi on część systemu informatycznego operatora systemu przesyłowego i pełni funkcje modułu komunikacyjnego. Za pomocą tego systemu są również przekazywane dane niezbędne do przeprowadzenia procesu rozliczeń.

• Proces rozliczeń. Przedmiotem rozliczeń na rynku bilansującym jest energia bilansująca stanowiąca różnicę pomiędzy planowaną a rzeczywistą ilością dostaw energii. Planowana ilość dostaw energii wynika z umów sprzedaży zawartych w segmentach rynku energii innych niż rynek bilansujący (np. rynek bilateralny, giełdy energii) oraz modyfikacji wprowadzonych przez operatora systemu przesyłowego w fazie planowania pracy systemu elektroenergetycznego. Rzeczywista ilość dostaw energii wynika z realizacji fizycznych dostaw energii.

Rozliczenie energii bilansującej jest realizowane według następujących zasad: wytwórca, który dostarczył energię w ilości większej niż planowana sprzedaje nadwyżkę energii na rynek bilansujący. W przypadku dostawy mniejszej niż planowana wytwórca kupuje na rynku bilansującym energię w ilości równej różnicy pomiędzy planowaną i rzeczywistą ilością dostaw energii. Odbiorca, który odebrał energię w ilości większej niż planowana kupuje nadwyżkę energii na rynku bilansującym. W przypadku odbioru mniejszej ilości energii odbiorca sprzedaje energię na rynku bilansującym w ilości równej różnicy pomiędzy planowaną i rzeczywistą ilością dostaw energii. Podstawą do rozliczenia są godzinowe ceny energii na rynku bilansującym.

Realizacja rozliczeń polega na wykonaniu rozliczenia ilościowego i rozliczenia wartościowego. W ramach rozliczenia ilościowego są wyznaczane ilości dostaw lub odbioru energii z rynku bilansującego. W ramach rozliczenia wartościowego są wyznaczane należności wynikające z dostaw lub odbioru energii. Okresem rozliczeniowym jest dekada miesiąca kalendarzowego. Rozliczenia na rynku bilansującym są realizowane w dwóch cyklach: cyklu dobowym i cyklu dekadowym. W pierwszym z nich, na podstawie godzinowych wielkości rozliczeniowych, są wyznaczane ilości energii bilansującej dostarczonej lub odebranej z rynku bilansującego w ciągu danej doby oraz wynikające z tego należności. Celem tego cyklu rozliczeniowego jest możliwie szybkie udostępnienie danych rozliczeniowych dla potrzeb ich weryfikacji. W cyklu dekadowym, na podstawie dobowych wielkości rozliczeniowych, są wyznaczane ilości energii i należności dla danej dekady. Wielkości rozliczeniowe dekadowe są podstawą do wystawienia faktur za sprzedaż lub zakup energii na rynku bilansującym.

Wdrożenie efektywnych mechanizmów bilansowania jest ważnym elementem z punktu widzenia właściwego funkcjonowania rynku energii elektrycznej. W Polsce stan prac nad uruchomieniem dobowo-godzinowego rynku bilansującego jest obecnie mocno zaawansowany. Pozostało jednak jeszcze do realizacji kilka złożonych zadań natury prawnej, organizacyjnej i technicznej. Ich rozwiązanie wymaga dużego zaangażowania wszystkich podmiotów uczestniczących w uruchamianiu rynku bilansującego, w tym między innymi Ministerstwa Gospodarki, Urzędu Regulacji Energetyki, przyszłych uczestników rynku (przede wszystkim wytwórców energii, spółek dystrybucyjnych, Giełdy Energii S.A.) oraz PSE SA. Przy spełnieniu tego warunku pełne wdrożenie rynku bilansującego, a przez to stworzenie warunków do rozwoju efektywnie funkcjonującego rynku energii elektrycznej, będzie możliwe w krótkim czasie.

Jednym z najważniejszych zadań, jakie należy jeszcze wykonać w celu uruchomienia rynku bilansującego, jest spełnienie przez uczestników rynku warunków uczestnictwa w rynku bilansującym. Dotyczy to przede wszystkim warunków formalno-prawnych (posiadania odpowiedniej koncesji oraz umowy przesyłowej z operatorem systemu przesyłowego), warunków technicznych (dysponowania odpowiednimi systemami pomiarowo-rozliczeniowymi oraz informatycznymi) oraz warunków finansowych. Kluczowe znaczenie w obecnej fazie procesu wdrażania rynku bilansującego ma również nowelizacja stosownych rozporządzeń, mających wpływ na działanie rynku energii elektrycznej oraz kształtowanie taryf dla uczestników rynku.

Jan Rakowski
Tomasz Sikorski
Cezary Szwed
Zarządzanie Rynkiem Systemowym, PSE SA

 

• Informacje o Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA