Charakterystyka metod zarz dzania ograniczeniami przesyłowymi

5.4.2.1. Metoda oparta na publikowanych warto ciach zdolno ci przesyłowych netto

Sterowanie europejskim systemem przesyłowym wymaga du ej wiedzy o grafikach generacji i obci enia (na „dob przed” i w czasie rzeczywistym) w ka dym z systemów przesyłowych i pomi dzy nimi. Bez tych informacji operatorzy systemów przesyłowych nie mog informowa uczestników rynku o prawdopodobie stwie wyst pienia ogranicze sieciowych, co ma na celu zapobieganie powstawania ogranicze lub przedsi wzi cie odpowiednich kroków do przeciwdziałania ograniczeniom.

Wielko NTC jest definiowana przez całkowit zdolno przesyłow (TTC) danego poł czenia lub coraz cz ciej kilku poł cze ł cz cych dwa obszary, pomniejszon o margines bezpiecze stwa (TRM) [20]. Mo liwe i zalecane jest kilka poziomów wymiany informacji pomi dzy uczestnikami rynku. Publikacja warto ci NTC odnosi si do zdolno ci przesyłowych, dotycz cych wymiany energii pomi dzy dwoma systemami. Stanowi to minimum informacji, jakie s wymagane, by uczestnicy rynku mogli oceni ryzyko niezrealizowania zawieranych przez nich transakcji w cało ci lub w cz ci, a tak e do podj cia odpowiednich kroków, takich jak: zmiana kontraktów, ich wycofanie, zabezpieczenie transakcji itd. Formalnie warto NTC reprezentuje najlepiej oszacowan granic fizycznie mo liwych przepływów mocy pomi dzy dwoma obszarami.

Bez wzgl du na zastosowany mechanizm zarz dzania ograniczeniami sieciowymi, znajomo warto ci NTC dla danego poł czenia jest postrzegana jako praktyczna informacja o aktualnych mo liwo ciach handlu energi elektryczn pomi dzy dwoma obszarami w danym przedziale czasowym. Warto ci NTC s publikowane cyklicznie przez operatorów systemów przesyłowych, na podstawie których uczestnicy rynku szacuj mo liwo ci przesyłu w Europie. W zwi zku z tym bardzo wa na jest cisła współpraca pomi dzy operatorami systemów przesyłowych, szczególnie e oszacowanie warto ci NTC nie jest łatwe.

Wartym podkre lenia jest fakt, e cho warto ci NTC oparte s na oficjalnych definicjach zaakceptowanych przez wszystkich, w wielu przypadkach mog by nieco dwuznaczne, w zwi zku z zastosowaniem zbyt daleko id cych uproszcze w modelowaniu funkcjonowania systemów elektroenergetycznych. Ponadto, by pomóc uczestnikom rynku w zarz dzaniu ryzykiem realizacji zawieranych transakcji, obok warto ci NTC mog by publikowane inne wielko ci, jak np. przedział zmienno ci NTC (przewidywana górna i dolna granica), statystyczna niepewno warto ci NTC i zale no NTC od transakcji transgranicznych w ró nych kierunkach. Oszacowanie warto ci NTC zale y od dokładno ci i rzetelno ci informacji wymienianych pomi dzy operatorami systemów przesyłowych, jak i pomi dzy operatorami systemów przesyłowych i uczestnikami rynku.

Warto NTC stanowi aktualny górny limit dost pnych zdolno ci przesyłowych. Realizacja transakcji wykorzystuj cych NTC odbywa si na zasadzie priorytetów, okre lonych w rozdziale 5.4.3. Podmioty, korzystaj ce z usług przesyłowych, zgłaszaj grafiki zapotrzebowania do operatorów systemów przesyłowych. Transakcje, które powodowałyby przeci enia, s odrzucane. Główn wad „obcinania” zawartych transakcji jest to, e same warto ci NTC nie przekazuj uczestnikom rynku adnych ekonomicznych bod ców. Nie stymuluje to efektywnego działania beneficjantów rynku na rzecz operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych, a przez to nie promuje efektywnego handlu.

Publikowanie warto ci NTC wcze niej ni „doba przed” zostało zaniechane ze wzgl du na ich znaczn niedokładno , spowodowan dynamik zmian warunków pracy sieci. Dokładne warto ci NTC nie mog by znane na rok, miesi c czy tydzie wcze niej ze wzgl du na „przepływy karuzelowe”, niepewno struktury generacji i wył cze elementów sieciowych. Nawet w okresie „doba przed” warto ci NTC mog ulec zmianie. Uczestnicy rynku musz wkalkulowa ryzyko niezrealizowania transakcji, zwi zane z niewystarczaj c ilo ci dost pnych zdolno ci przesyłowych dla realizacji ich kontraktów.

5.4.2.2. Metoda aukcji

Aukcje mog by podstawowym mechanizmem dla kilku metod zarz dzania ograniczeniami sieciowymi, w których ka dy z uczestników rynku oferuje cen za wykorzystanie warto ci NTC. Ceny ofertowe s układane w tzw. „stos”. Najpierw uwzgl dniane s oferty o najwy szych cenach ofertowych a do momentu, gdy warto NTC jest całkowicie wykorzystana. Cz sto na rynku usług przesyłowych obliczana jest tzw. cena kliringowa, która jest stosowana w rozliczeniach ze wszystkimi u ytkownikami, korzystaj cymi z danej warto ci NTC. Istnieje kilka metod, które ł cz wielko ci alokowanych zdolno ci przesyłowych i obliczon cen kliringow . Gdy warto NTC jest w pełni wykorzystana, proces rozdziału zdolno ci przesyłowych jest zatrzymywany. W przeciwnym przypadku, przeprowadzana jest korekta rozpływu mocy poprzez zmian generacji do poziomu, na jakim ustalona została cena kliringowa. Zdolno ci przesyłowe mog by powi kszone o dodatkowe warto ci NTC.

W warunkach funkcjonowania konkurencji, metoda aukcji silnie oddziaływuje na uczestników rynku, poprzez ceny ofertowe odzwierciedlaj ce dokładnie warto rynkow , postrzegan oczami uczestników rynku. Najwy szy priorytet dost pu do zdolno ci przesyłowych jest gwarantowany tym, którzy s gotowi zapłaci najwy sz cen .

System aukcji pozwala operatorom systemów przesyłowych zarz dza ograniczeniami, które wyst puj przy transgranicznym handlu energi elektryczn , bez dostarczania dodatkowych informacji, poza warto ciami NTC. Do momentu, gdy ograniczenia sieciowe wyst puj jedynie po obu stronach linii ł cz cych systemy, rozwi zanie problemu ogranicze jest w gestii uczestników rynku. Warunkiem koniecznym do tego, by system aukcyjny był ekonomicznie efektywny, jest wyst powanie minimalnej ilo ci uczestników rynku, którzy powinni składa oferty cenowe na dost pne zdolno ci przesyłowe.

Metoda ta pozwala na zintegrowanie obowi zuj cych kontraktów długoterminowych z transakcjami bilateralnymi, a nawet z obrotem na rynku spot. Mo liwe jest tak e zaadoptowanie takiej metody, dla ograniczonego przedziału czasowego, do wymiany handlowej energii pomi dzy obszarem, w którym stosowane s rozwi zania rynkowe typu giełda energii lub rynek spot oraz obszarem, w którym dominuje handel za pomoc transakcji dwustronnych. (np. na granicy du sko – niemieckiej). System aukcyjny podnosi ryzyko realizacji transakcji rednio- i długoterminowych (nie ma pewno ci, e b d one zaakceptowane ka dego dnia).

Podobnie, jak w przypadku innych metod, tak e podczas stosowania aukcji w zarz dzaniu ograniczeniami sieciowymi, wyst puj dodatkowe problemy, je li transakcja wpływa na kilka ró nych ogranicze sieciowych lub, gdy istotn rol odgrywaj „przepływy karuzelowe”. W takich przypadkach, ch tni do skorzystania z usług przesyłowych b d musieli składa oferty cenowe na ka d z dwu- lub wielostronnych transakcji (operatorzy systemów przesyłowych mog zorganizowa klientom dost p do takiego serwisu).

Rozwini to wiele metod radzenia sobie z tym problemem. Na przykład transakcje mogłyby by zarz dzane poprzez optymalny rozpływ mocy, który autoryzuje, lub nie, dan transakcj (lub autoryzuje j cz ciowo w przypadku transakcji wielostronnych), a nast pnie obliczana jest kliringowa cena rynkowa na przesył energii. Metoda ta wymaga bardzo cisłej koordynacji działa pomi dzy zaanga owanymi operatorami systemów przesyłowych.

Aukcje niekoniecznie musz pokrywa wszystkie koszty, zwi zane z utrzymaniem i sterowaniem prac linii wymiany, je eli koszty te pokrywane s przez system taryfowy. Odpowied na pytanie, jak skierowa strumie przychodów z aukcji, by stanowiło to efektywny sygnał do rozwoju poł cze mi dzysystemowych, zale y od systemu regulacji i prawdopodobnie od porozumie pomi dzy s siaduj cymi operatorami systemów przesyłowych.

Sam system aukcyjny nie stanowi odpowiednich bod ców dla operatorów systemów przesyłowych, by zwi kszali oni zdolno ci przesyłowe w liniach wymiany lub inwestowali w nowe urz dzenia do transmisji energii elektrycznej. Stworzenie odpowiedniego systemu zach t dla nich jest jednak mo liwe, np. mog oni otrzyma cz dochodów, gdy sprzedadz poprzez system aukcyjny dodatkowe zdolno ci przesyłowe, uzyskane w wyniku powtórnego rozpływu mocy.

5.4.2.3. Metoda podziału rynku

Metoda ta polega na podziale obszaru działania jednolitej struktury rynku lub organizacji na geograficzne obszary ofertowe, z ograniczonymi mo liwo ciami przesyłu energii. Cena rynkowa na rozwa anym obszarze jest ustalana stosownie do poziomu mocy dost pnej w generacji i zapotrzebowania. Nast pnie operator systemu przesyłowego oblicza rozpływ mocy i wskazuje linie, na których wyst puj ograniczenia sieciowe. Obszary geograficzne, zło one z jednej lub wi cej stref ofertowych, s okre lane z ka dej strony „w skiego gardła”. W ka dym z tak powstałych obszarów ustalana jest nowa cena rynkowa, a przepływy pomi dzy obszarami s ograniczone do dost pnych zdolno ci przesyłowych. Obszary po jednej stronie ograniczenia b d miały wy sz cen rynkow , a obszary po drugiej stronie ograniczenia – cen ni sz . Gdy zadziała prawo poda y i popytu, wyst puj ce ograniczenie ust puje samoczynnie na skutek zadziałania mechanizmów rynkowych; zapotrzebowanie zmniejsza si na obszarach o wysokich cenach, a zwi ksza si na obszarach o niskich cenach. Oczywi cie odwrotny efekt wyst puje po stronie generacji.

Ta metoda zarz dzania ograniczeniami sieciowymi jest wykorzystywana na rynku skandynawskim, w skład którego wchodz systemy elektroenergetyczne Norwegii, Szwecji Finlandii i zachodniej Danii. Opłata za ograniczenie jest ró nic pomi dzy cenami wyst puj cymi po obu stronach ograniczenia. Wpływy z tych opłat gromadzone s przez operatorów systemu, a nast pnie wykorzystywane do obni enia wysoko ci taryf przesyłowych dla wytwórców i odbiorców w ka dym z systemów. Operatorzy systemów przesyłowych mog tak e wykorzystywa powstałe nadwy ki do finansowania nowych inwestycji.

Usuwanie ogranicze sieciowych, z wykorzystaniem tej metody, polega cz ciowo na wykorzystaniu mechanizmów rynkowych i bazuje na cenie równowagi, wynikaj cej z krzywej poda y i popytu. Metoda podziału rynku zach ca do handlu energi do momentu, gdy uczestnicy rynku otrzymuj informacje o kosztach ogranicze pomi dzy dwoma regionami z wyprzedzeniem. Efektem stosowania tego sposobu mo e by lepsze wykorzystanie sieci w dłu szym przedziale czasowym.

Zalet tej metody jest to, e w długim okresie odbiorcy na obszarach, gdzie wyst puj ograniczenia i w efekcie wysokie ceny energii elektrycznej, mog zmniejszy swoje zapotrzebowanie, redukuj c lub eliminuj c w ten sposób ograniczenia. Inwestorzy zach ceni wysokimi cenami mog podj decyzj dotycz c lokalizacji nowych jednostek wytwórczych w miejscach, gdzie wyst puj niedobory energii, a przez to wprowadzi konkurencj i spowodowa obni enie cen w skali całego regionu.

Inn zalet metody podziału rynku jest to, e sygnał cenowy dociera do wszystkich uczestników rynku, szczególnie wytwórców, dla których mo e on by podstaw okre lenia poziomu wytwarzania energii. Wszystkie jednostki wytwórcze, z cen kra cow wytwarzania ni sz ni cena rynkowa, b d produkowały energi , za pozostałe zaprzestan produkcji.

Główn wad tej metody s trudno ci z zastosowaniem jej na wi ksz skal . Metoda funkcjonuje efektywnie w warunkach jednolitej struktury rynku lub organizacji (np. giełdy energii) po obu stronach wyst puj cego ograniczenia. Z do wiadczenia krajów skandynawskich wynika, e do pewnego stopnia metoda ta mo e działa poprawnie wraz z innymi metodami.

5.4.2.4. Metoda powtórnego rozpływu

Wcze niej opisane wielko ci NTC odnosiły si do całkowitej zdolno ci przesyłowej, pomniejszonej o margines bezpiecze stwa. Je eli wolumen transakcji przekracza warto NTC, niezb dne staje si wprowadzenie ograniczenia przyjmowanych do realizacji transakcji, za techniczne mo liwo ci przesyłowe staj si maksymalnymi mo liwo ciami handlu energi . W tej sytuacji powtórny, ulepszony rozpływ mocy, polegaj cy na zmianie poziomów generacji w obszarze dotkni tym ograniczeniami sieciowymi, mo e pomóc w polepszeniu zdolno ci przesyłowych i zmniejszeniu wyst puj cego ograniczenia. Aby operator systemu przesyłowego mógł dokona zmiany w poziomie mocy generowanej, niezb dna jest znajomo cen przyrostowych i redukcyjnych jednostek wytwórczych. Powtórny rozpływ zazwyczaj przysparza operatorowi systemu przesyłowego dodatkowych kosztów, które mog by rozło one pomi dzy uczestników rynku, zainteresowanych dodatkowymi zdolno ciami przesyłowymi.

Te dodatkowe koszty mog by tak e rozło one w równych cz ciach pomi dzy wszystkich handluj cych energi elektryczn na obszarach, w których wyst puj ograniczenia. Mo e to jednak powodowa wzrost ogranicze sieciowych z powodu braku odpowiednich sygnałów cenowych.

Publikowanie niektórych dodatkowych informacji, zwi zanych z ponoszonymi kosztami przez operatorów systemów przesyłowych z wyprzedzeniem, mo e przyczyni si do pozytywnych reakcji wytwórców i odbiorców energii w kierunku zmniejszania ogranicze . Dostarczanie takich danych wymaga jednak przekazywania przez uczestników rynku zdecydowanie wi cej informacji, ni ma to miejsce w przypadku zbierania danych do obliczania warto ci NTC.

Zarz dzanie ograniczeniami sieciowymi, oparte na zmianach poziomów mocy generowanej, potencjalnie efektywniej zach ca do handlu energi , ni publikowanie jedynie warto ci NTC. Metoda ta pozwala na powi kszenie handlu energi elektryczn do momentu, gdy istniej jeszcze w systemie pewne mo liwo ci zmiany generacji i jest to opłacalne.

W systemie skandynawskim koszty, zwi zane z powtórnym rozpływem (lub tzw. „counter trade”), w pierwszym etapie ponosz operatorzy systemów przesyłowych.

Koszt ten jest jednak e odzyskiwany poprzez system taryfowy. Innymi słowy, wszyscy klienci ponosz cz kosztów zwi zanych z powtórnym rozpływem mocy.

Koszty te mog by tak e ponoszone przez uczestników rynku poprzez inny system opłat, dostarczaj cy dodatkowych bod ców ekonomicznych. Oznacza to, e mechanizm ustalania priorytetów transakcji tworzy ranking tych transakcji. Uczestnicy rynku musz zna wszystkie potencjalne koszty, które s zwi zane ze zmian struktury generacji oraz musz mie mo liwo podj cia decyzji lub rezygnacji z transakcji, kiedy koszty s za wysokie lub te ewentualnego jej zawarcia. Je eli koszty zmian w strukturze generacji s alokowane w ten sposób, metoda powtórnego rozpływu jest sprawiedliwa dla wszystkich uczestników rynku. Ponadto, oprócz systemów, gdzie dominuje struktura rynkowa, zalet publikowania z wyprzedzeniem przewidywanych wysoko ci kosztów ogranicze sieciowych jest zapewnienie dobrej przejrzysto ci tych kosztów dla wszystkich uczestników rynku, co dobrze koresponduje z realizowanymi przez nich transakcjami hedgingowymi³⁰ i wykonywanymi analizami ryzyka. Z drugiej strony przygotowanie powy szych kosztów stwarza znaczne trudno ci obliczeniowe dla operatorów systemów przesyłowych. Musz oni dysponowa dokładn wiedz o dodatkowych mo liwo ci mocy wytwórczych w ró nych jednostkach wytwórczych, wł czaj c w to spodziewane poziomy cen, po których taka dodatkowa generacja byłaby mo liwa.

Metoda powtórnego rozpływu okre la rzeczywisty poziom mo liwo ci realizacji usługi przesyłowej. Ograniczeniem metody jest wykorzystywanie jedynie dost pnych jednostek wytwórczych, znajduj cych si wewn trz ka dego systemu. Operatorzy systemów przesyłowych, wymieniaj c dane mi dzy sob , mog wyznacza na tej podstawie skoordynowany powtórny rozpływ mocy.

5.4.2.5. Koordynowany powtórny rozpływ

Celem koordynowanego powtórnego rozpływu (CCR) jest standaryzacja zasad okre lania dost pnych zdolno ci przesyłowych przez operatorów, z wykorzystaniem metody powtórnego rozpływu. W przypadku wyst pienia ogranicze sieciowych, operatorzy systemów przesyłowych koordynuj zmian mocy generowanych we wszystkich systemach poł czonych. Mo e to w efekcie wywoła zmian poziomu mocy generowanej w jednostkach wytwórczych, poło onych poza obszarem działania danego operatora systemu przesyłowego, tak długo, jak jednostki te s w stanie oddziaływa na ograniczenie sieciowe, wyst puj ce na liniach wymiany. Zasady zakupu dost pnych zdolno ci wytwórczych przez operatorów systemów przesyłowych, a nast pnie zarz dzania nimi, s okre lane przez nich samych, poniewa nie ma problemu braku zgodno ci pomi dzy s siaduj cymi systemami. Oferty jednostek wytwórczych, przywołanych do pracy przy poprawie rozpływów, mog odnosi si do konkretnego rynku, lub te jednostki te mog mie podpisane kontrakty długoterminowe z danym operatorem systemu przesyłowego na wiadczenie usług typu rezerwy. System przypisania danej jednostki do pracy na okre lony rynek jest bardziej przejrzysty, ale mo e tak e dawa jednostkom wytwórczym, poło onym poni ej powtarzaj cego si „w skiego gardła”, du sił rynkow . Rozwi zanie, oparte na kontraktach długoterminowych, daje operatorowi systemu przesyłowego wi ksz gwarancj pokrycia zapotrzebowania, ale mo e tak e sta si zawiłe. W miar uruchamiania nowych jednostek wytwórczych na rynku, na obszarze, który importuje energi , oferuj c np. ta sz energi , lub w sytuacji usuni cia

30 Transakcja terminowa, polegaj ca na równoczesnym zakupie i sprzeda y takiej samej ilo ci energii, w celu zabezpieczenia si przed spadkiem lub zwy k cen.

ograniczenia przesyłowego poprzez realizacj inwestycji sieciowych w innych krajach, stosowanie metody koordynowanego powtórnego rozpływu mo e by trudne.

Koszty zwi zane z CCR powinny by przypisane uczestnikom rynku, którzy powoduj „w skie gardła”. Tak, jak w metodzie powtórnego rozpływu, uczestnicy rynku musz mie wybór pomi dzy zawieszeniem zawierania transakcji i zapłat za powtórny koordynowany rozpływ.

CCR z zało enia nie ma przynosi zysków operatorom systemów przesyłowych. Stosowanie tej metody jest usług wiadczon w celu zapewnienia wi kszej płynno ci rynku. Usługa ta jest regulowana, operatorzy systemów przesyłowych obci aj uczestników rynku opłatami za ograniczenia sieciowe w takiej wysoko ci, jakie koszty ponie li na realizacj koordynowanego powtórnego rozpływu.

Metoda ta wymaga cisłej współpracy pomi dzy operatorami systemów przesyłowych i utrzymania poufno ci informacji o ofertach cenowych wytwórców, zlokalizowanych na ró nych obszarach.

CCR ma wiele zalet, a najwa niejsz z nich jest ułatwienie handlu energi elektryczn poprzez tworzenie nowych mo liwo ci dla transakcji finansowych. Metoda stosowana jest przez operatorów systemów przesyłowych, w taki sposób, by zapewnia przejrzysto i neutralno oraz prowadzi do zwi kszenia płynno ci rynku europejskiego, a tak e optymalnego wykorzystania systemów elektroenergetycznych. Wa ne przy tym jest to, by operatorzy systemów przesyłowych nie dokonywali zakupów energii od uczestników rynku na innych obszarach, je eli jednak takie zakupy s niezb dne, powinni zaopatrywa si w brakuj c energi u s siaduj cych operatorów systemów przesyłowych.

Efekt rozszerzenia obszaru, na którym dokonywany jest powtórny rozpływ, w porównaniu do wewn trznego powtórnego rozpływu, jest oczywisty – wi cej jednostek wytwórczych bierze udział w likwidacji danego ograniczenia. Ponadto granice wymiany mocy zostan osi gni te w momencie, gdy nie ma ju wi cej jednostek wytwórczych, które mogłyby mie wpływ na likwidacj danego ograniczenia sieciowego lub, gdy cena za zlikwidowanie ograniczenia jest na tyle wysoka, e staje si to nieopłacalne dla uczestników rynku. Taka sytuacja powinna si jednak zdarza bardzo rzadko, poniewa cena za zniesienie ograniczenia jest mniejsza, gdy operatorzy systemów przesyłowych dysponuj du ilo ci jednostek wytwórczych. Metoda ta jest sprawiedliwa dla wszystkich uczestników rynku i z reguły w ten sam sposób traktuje zarz dzanie ograniczeniami wyst puj cymi wewn trz systemów, jak i w miejscach ich poł cze .

Metody oparte na CCR poszerzaj granice wymiany energii i zapewniaj maksymaln elastyczno rynku tak długo, jak długo sygnały ekonomiczne s przekazywane jego uczestnikom. Pomimo to poszerzenie mo liwo ci handlowych jest ograniczone poprzez dost p operatorów systemów przesyłowych do odpowiednich jednostek wytwórczych.

CCR mo e by porównywana do metody podziału rynku, w aspekcie próby przezwyci enia pojawiaj cych si granic fizycznych, by zwi kszy mo liwo ci handlowe. Obie metody s podobne, ale metoda podziału rynku wymaga, by sie europejska pokrywała obszary o ró nych ofertach cenowych, podczas gdy metoda CCR jest oparta na kooperacji s siaduj cych operatorów systemów przesyłowych. Metoda CCR mogłaby by zastosowana w ramach zasad funkcjonuj cych w Szwecji, Finlandii i cz ciowo w Norwegii pod nazw „counter-trading” [20].

Przeprowadzenie przez danego operatora powtórnego rozpływu oraz przygotowanie krzywej kosztu likwidowania ogranicze nastr cza znaczne trudno ci obliczeniowe i koordynacyjne u operatorów systemów przesyłowych. Wymaga si tak e, aby dysponowali

oni dokładn wiedz o dodatkowych mo liwo ciach wytwórczych w ró nych jednostkach, oraz o spodziewanych cenach, według których taka dodatkowa generacja jest mo liwa.

5.4.3. Zasady realizacji usług przesyłowych