Metody kosztów kra cowych

Pomimo trudno ci w kalkulacji, metody kosztów kra cowych zyskuj szybko uznanie. W restrukturyzacji rynków energii elektrycznej w wielu krajach, tj. Nowej Zelandii, Argentynie, a w USA – Kalifornii, Nowym Jorku, Pensylwanii – New Jersey – Maryland (PJM), wdro ono metodyk kosztów kra cowych w ustalaniu cen usług przesyłowych.

Koszt kra cowy definiowany jest jako dodatkowy koszt wytworzenia jednej jednostki produktu wi cej (lub mniej). Koszt kra cowy na ogół nie równa si przeci tnemu kosztowi produkcji, który ustala si , dziel c koszty całkowite przez liczb wyprodukowanych jednostek. Rozró nia si koszty kra cowe krótko- i długookresowe, szerzej opisane w rozdziałach 4.8.10.1 i 4.8.10.2.

4.8.10.1. Krótkookresowy koszt kra cowy

Krótkookresowy koszt kra cowy (SRMC) zwi zany jest ze zmian poziomu produkcji w czasie na tyle krótkim, aby wszystkie ródła dostosowały si do po danego poziomu pracy. SRMC systemów elektroenergetycznych s zale ne od miejsca i czasu, dla których okre la si zmian kosztów, wywołan zmian obci enia. Odchylenia kosztów mog pojawi si równie w innych miejscach i momentach ni te, dla których zachodzi zmiana obci enia. SRMC usług sieciowych w systemach elektroenergetycznych mog by definiowane dla ram czasowych ex ante (przyszłych) lub ex post (po fakcie). Przyszłe krótkookresowe koszty kra cowe s definiowane nast puj co [18]:

( )

(

⋅ − +

)

+ = c n hcn n n N hcn hci hc hi K E VOLL K KO K π , _(4.58) gdzie: hi

K – całkowity koszt kra cowy energii w w le i dla godziny h,

hc

hci

K – koszt kra cowy energii elektrycznej: zmiana w koszcie całkowitym energii elektrycznej zale na od zmiany obci enia w w le i, stanu systemu c i godziny h (koszty kra cowe energii elektrycznej zawieraj straty przesyłowe zwi zane ze zmian obci enia w w le i),

n – element zbioru N wszystkich w złów, N

hcn

E – oczekiwana, niedostarczona energia kra cowa w w le j, spowodowana zmian obci enia w w le i, dla stanu systemu c oraz godziny h,

n

VOLL – koszt niepokrycia zapotrzebowania (Value of Lost Load) w w le n.

hcn

KO – koszty kra cowe ogranicze dla stanu systemu c, godziny h, w zła n; koszty te s wykazywane jako koszty ponownego rozdziału jednostek wytwórczych i wi si przede wszystkim z kosztami niezawodno ci²².

Praktyczne obliczenia i analiz krótkookresowych kosztów kra cowych dla w złów sieci 400 i 220 kV przeprowadzono w [10].

Dla okresu przeszłego (ex post) krótkookresowy koszt kra cowy SRMC mo na równie wyrazi wzorem (4.58), stosuj c jednak dwa wyj tki. Po pierwsze, stan systemu elektroenergetycznego jest znany, dlatego te nie ma potrzeby przyjmowa ró nych niepewnych stanów systemu. Po drugie, kra cowa niedostarczona energia elektryczna E_hcn^N , mo e by równie wył czona i b dzie uwzgl dniana w równaniu (4.58) tylko dla okresów przyszłych.

Zale nie od struktury rynku, równanie (4.58), opisuj ce krótkookresowe koszty kra cowe dla okresu przeszłego, mo e nie zawiera kosztów niedostarczonej energii elektrycznej. Je eli usługi wytwarzania s rozdzielone w taki sposób, e usługi rezerwy mocy s przedmiotem osobnej opłaty, to pełni one w gruncie rzeczy tak sam rol , jak koszty przerw w dostawie energii elektrycznej. Rezerwy mocy s w istocie opcjami lub ubezpieczeniem, które prywatni uczestnicy rynku i operator systemu b d gromadzi a do punktu, w którym koszt kra cowy – to jest cena licytacji rezerwy mocy, b dzie w przybli eniu równy kosztom oczekiwanej przerwy w dostawie energii elektrycznej. W ten sposób koszty przerwy w dostawie energii elektrycznej mo na uwa a za alternatywn cen rezerwy mocy.

Systemy elektroenergetyczne to zintegrowane układy generatorów, urz dze przesyłowych i odbiorczych. SRMC usług elektrycznych dostarczanych w tych systemach nie mog by wła ciwie okre lone bez modeli sieciowych, takich jak model MCTN, który jest w stanie szczegółowo odwzorowa system elektroenergetyczny.

Stosuj c krótkookresowe koszty kra cowe, zale ne od miejsca, dostawca usług przesyłowych uzyskuje przychody za straty przesyłowe i ograniczenia przesyłowe. Te dwa ródła dochodów s uzyskiwane jako suma iloczynów cen dla danego miejsca i wielko ci mocy wytwarzanej, minus suma iloczynów cen dla danego miejsca i mocy pobieranej

22 Koszty ogranicze s zazwyczaj uwa ane za koszty energii. Jakkolwiek ograniczenie przekłada si na wy sze całkowite koszty energii, to faktycznie jest kosztem niezawodno ci, wynikaj cym z przestrzegania przez operatorów systemu nało onych limitów przepływu w liniach (gał ziach). Plani ci ustalaj parametry graniczne przepływów gał ziowych z powodu ogranicze konstrukcyjnych i urz dze bezpo rednio zwi zanych z przesyłem. Limity przepływów liniami okre la si na takich poziomach, aby zapewni bezpiecze stwo energetyczne oraz zapobiega długim i krótkotrwałym uszkodzeniom linii oraz urz dze w systemie elektroenergetycznym.

na szynach. Te dwa elementy w rozbiciu na straty i ograniczenia przesyłowe przedstawiaj si nast puj co:

Przychody za straty przesyłowe =

(

⋅

)

−

(

l ⋅ _G

)

G L

l

L E c E

c

Przychody za ograniczenia przesyłowe =

(

⋅

)

−

(

⋅ G

)

c G L c L E c E c gdzie: l G

c , c – ceny strat przesyłowych w gał ziach sieci, odpowiednio dla w złów _L^l wytwórczych i odbiorczych,

c G

c , c – ceny ogranicze sieciowych, odpowiednio dla w złów wytwórczych _L^c i odbiorczych,

G

E , E – wielko ci przepływu energii elektrycznej, odpowiednio dla w złów _L wytwórczych i odbiorczych.

Warto zauwa y , e firmy przesyłowe otrzymuj za straty przesyłowe przychody prawie równe zeru. Oznacza to, e opłaty ponoszone na rzecz wytwórców i przychody otrzymane od odbiorców w przybli eniu równowa si w warunkach rynkowych i rozdzielenia wiadczonych usług. Jak wiadomo, przepływy przychodów do dostawcy usług przesyłowych z tych dwóch ródeł b d prawdopodobnie stanowiły mał cz całkowitych kosztów utrzymania sieci. Jednak e, zale nie od poziomu tych kosztów, stopnia spójno ci topologii sieci i rozpływów mocy oraz stopnia rezerwowania sieci, mo liwe jest, e przychody za straty przesyłowe i ograniczenia systemowe mog by wi ksze od kosztów całkowitych.

Cena zale na od miejsca, wyznaczana na podstawie krótkookresowych kosztów kra cowych, odnosz ca si do odbiorcy, znajduj cego si w danym miejscu, wynosi c_i. Równie opłata za kra cow usług przesyłu dla transakcji pomi dzy miejscami i oraz j wynosi ci – cj. Ró nica pomi dzy tymi dwiema cenami zawiera w sobie zarówno straty przesyłowe, jak i ograniczenia sieciowe. Dla wszystkich szyn suma ró nic cen, która jest przepływem lub przychodem, otrzymywanym przez dostawc usług przesyłowych, b dzie przyjmowała prawdopodobnie warto ci dodatnie.

4.8.10.2. Długookresowy koszt kra cowy

Ceny za usługi przesyłowe mog by ustalane na podstawie długookresowych kosztów kra cowych lub ich odmiany, długookresowych kosztów przyrostowych (LRIC)²³. Istnieje kilka metod ich wyznaczania, a jedn z nich jest analiza kosztów regionalnych²⁴. Badanie to rozpoczyna si od zdefiniowania scenariuszy zmian obci e szczytowych, w ró nych obszarach lub regionach sieci, w perspektywie kilku lat. Analiza rozpływu obci e identyfikuje potrzebne zmiany (rozwój) topologii sieci, spowodowane zmian obci enia. Zmiany układu sieci mog mie form spowolnienia realizacji planów rozwoju

23 LRMC i LRIC mo na w przybli eniu zdefiniowa jako zmian kosztu w stosunku do zmiany obci enia w okresie wystarczaj cym na realizacj wszystkich po danych zmian w infrastrukturze przesyłowej, to znaczy poci gaj c za sob jak najni szy przyrost kosztów.

24 Inne opracowania uwzgl dniaj metody nakładów planowanych oraz wydatków historycznych. Oba te podej cia stosuje si zazwyczaj dla całego przedsi biorstwa, dlatego te nie uwzgl dniaj one przestrzennej zale no ci pomi dzy przyrostem obci enia, a inwestycj przesyłow .

lub dodatkowych wzmocnie istniej cego układu. Zmiany kosztów, implikowane przez zmiany ilo ciowe i jako ciowe urz dze , stanowi koszty przyrostowe, zwi zane ze scenariuszem zmian obci enia szczytowego. Długookresowy koszt kra cowy i długookresowy koszt przyrostowy mo na zdefiniowa jako:

(

+

)

∆ ∆ + ⋅ ∆ = ⁻ t t t u t t r k P K ECC I LRMC 1 , (4.59) gdzie: r

LRMC – długookresowy koszt kra cowy dla regionu r, t

I

∆ – przyrost kapitału inwestycyjnego w roku t,

ECC – ekonomiczna stopa zwrotu kapitału, u

t

K

∆ – zmiana kosztów utrzymania sieci w roku t, t

P

∆ – zmiana obci enia szczytowego w roku t, k – stopa dyskonta.

Koszty kra cowe, oszacowane metod LRMC i LRIC, s wykorzystywane podczas ustalania ceny usług przesyłowych na jednostk mocy czynnej obci enia. Obci enie jest zwykle mierzone równocze nie w danym obszarze systemu dla okresów miesi cznych lub rocznych.

Stosowanie metod LRMC i LRIC spotyka si jednak z pewnymi trudno ciami. Pierwsza z nich dotyczy wła ciwego wyliczenia udziału inwestycji przesyłowych, które s zwi zane tylko z przewidywanym wzrostem obci enia. Główne inwestycje sieciowe zwi zane s z nowymi przył czeniami oraz modernizacj fizycznie starzej cych si urz dze . Drug trudno ci jest brak bezpo redniego zwi zku pomi dzy inwestycjami dokonanymi w przeci gu roku i zmian obci enia w czasie danego roku.

W dokumencie Analiza taryf przesyłowych jako elementu bezpiecznego i efektywnego kierowania pracą systemu elektroenergetycznego (Stron 91-94)