Analiza taryf przesyłowych jako elementu bezpiecznego i efektywnego kierowania pracą systemu elektroenergetycznego

WYDZIAŁ ELEKTRYCZNY

Instytut Energoelektryki

PRACA DOKTORSKA

ANALIZA TARYF PRZESYŁOWYCH JAKO ELEMENTU

BEZPIECZNEGO I EFEKTYWNEGO KIEROWANIA PRAC

SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO

Autor: mgr in . Andrzej TYMOREK

Promotor: dr hab. in . Artur WILCZY SKI, prof. ndzw. Pol. Wr.

SPIS TABEL I RYSUNKÓW 5

WYKAZ WA NIEJSZYCH OZNACZE 7

1. WPROWADZENIE 12

1.1. Stan zagadnienia 12

1.2. Cel, zakres i tezy pracy 14

2. FUNKCJE I ZADANIA TARYF PRZESYŁOWYCH 16

2.1. Wst p 16

2.2. Podstawowe kryteria i zasady tworzenia taryf sieciowych 16 2.3. Redystrybucja kosztów ogólnosystemowych poprzez taryf przesyłow 19

2.3.1. Składnik jako ciowy 20

2.3.2. Składnik rekompensuj cy 21

2.3.3. Składnik wyrównawczy 22

2.4. Rola taryf przesyłowych na rynku energii 22 2.5. Struktura taryfy przesyłowej stosowanej w Polsce wła ciwie realizuj ca

funkcje i zadania 24

2.5.1. Ocena dotychczasowych rozwi za taryf przesyłowych 24 2.5.2. Propozycja zmian struktury taryfy przesyłowej 27

3. TARYFY PRZESYŁOWE STOSOWANE W RÓ NYCH KRAJACH 30

3.1. Wst p 30

3.2. Szczegółowa analiza taryf przesyłowych 31

3.2.1. Finlandia 31 3.2.2. Szwecja 32 3.2.3. Norwegia 33 3.2.4. Francja 36 3.2.5. Dania (Zachód) 37 3.2.6. Belgia 38 3.2.7. Holandia 40 3.2.8. Anglia i Walia 42

3.3. Wnioski z przegl du taryf przesyłowych 44

4. KONCEPCJE METODYCZNE BUDOWY TARYF PRZESYŁOWYCH 46

4.1. Wst p 46

4.2. Czynniki determinuj ce rodzaj stosowanej taryfy przesyłowej 47 4.3. Analizy wykonywane dla celów projektowania taryf przesyłowych 49 4.3.1. Zastosowanie metod geostatystycznych w analizie kosztów kra cowych 50

4.3.2. Ocena agregacji u ytkowników sieci 61

4.4. Ogólne zasady kalkulacji taryf 63

4.4.1. Podstawa kalkulacji stawek opłat przesyłowych 63 4.4.2. Taryfy wykorzystuj ce informacj o transakcjach bilateralnych 65

4.5. Taryfy dwuczłonowe 65 4.5.1. Stawki opłat obowi zuj ce w szczycie obci enia 65 4.5.2. Cenowa elastyczno popytu na usługi przesyłowe 66

4.6. Dynamiczne taryfy przesyłowe 68

4.7. Metody okre laj ce stopie wykorzystania sieci na podstawie rozpływów mocy 72

4.7.1. Metoda przyrostowa 72

4.7.1.1. Obliczenia dla pojedynczych w złów 73 4.7.1.2. Obliczenia dla pary w złów wytwórca – odbiorca 74 4.7.1.3. Zastosowanie stałopr dowego rozpływu mocy w okre laniu stopnia

wykorzystania sieci przez jej u ytkowników 74

4.7.2. Metoda ledzenia rozpływów 76

4.8. Metody stosowane w kalkulacji taryf przesyłowych 79

4.8.1. Metoda znaczka pocztowego 79

4.8.2. Metoda punkt-punkt 80

4.8.3. Metoda dystansowa 80

4.8.3.1. Metoda najkrótszych odległo ci 81

4.8.4. Metoda przepływów granicznych 83

4.8.5. Metoda MW-km 84

4.8.6. Metoda modułowa 87

4.8.7. Metoda saldowania przepływów 87

4.8.8. Metoda przewa aj cego przepływu 88

4.8.9. Metoda współczynników rozkładu mocy w złowych 89

4.8.10. Metody kosztów kra cowych 91

4.8.10.1. Krótkookresowy koszt kra cowy 91

4.8.10.2. Długookresowy koszt kra cowy 93

4.8.11. Metoda warstw i słupów podziału kosztów 94 4.8.12. Propozycja wska ników wykorzystania infrastruktury sieciowej 96 4.8.12.1. Wska niki wynikaj ce z zastosowania metody przyrostowej 96 4.8.12.2. Wska niki wynikaj ce z zastosowania metody ledzenia rozpływów 103 4.9. Ocena zastosowania wska ników wykorzystania infrastruktury sieciowej

w kalkulacji opłat przesyłowych 105

5. SPOSOBY LIKWIDOWANIA OGRANICZE PRZESYŁOWYCH 121

5.1. Wst p 121

5.2. Rodzaje ogranicze sieciowych 122

5.3. Przeszkody w rozwijaniu mi dzysystemowego rynku energii 124 5.3.1. Dost pne zdolno ci przesyłowe na poł czeniach mi dzysystemowych 124 5.3.2. Taryfikacja na poł czeniach mi dzyobszarowych i ich rozliczanie 125 5.4. Zarz dzanie ograniczeniami w przesyłach mi dzyobszarowych 126 5.4.1. Kryteria i zasady zarz dzania ograniczeniami przesyłowymi 126 5.4.2. Charakterystyka metod zarz dzania ograniczeniami przesyłowymi 128

5.4.2.1. Metoda oparta na publikowanych wielko ciach zdolno ci

przesyłowych netto 128

5.4.2.2. Metoda aukcji 129

5.4.2.3. Metoda podziału rynku 130

5.4.2.5. Koordynowany powtórny rozpływ 132 5.4.3. Zasady realizacji usług przesyłowych 134

5.4.3.1. Zasada pierwsze stwa zgłosze 134

5.4.3.2. Zasada oparta na cenach ofertowych 135 5.4.3.3. Zasada ograniczania przepływów proporcjonalnie do zamawianych

zdolno ci przesyłowych 135

5.4.3.4. Zasada współczynnika udziału zawieranej transakcji w powstawaniu

ogranicze przesyłowych 135

5.5. Ocena metod zarz dzania ograniczeniami 136

6. PODSUMOWANIE I WNIOSKI 139

LITERATURA 142

ZAŁ CZNIKI 149

A. Zestawienie charakterystycznych wyników oblicze wzgl dnych warto ci wska ników dla w złów sieci 400, 220 i 110 kV wraz z cz sto ci ich wyst powania 150 B. Zestawienie wyników oblicze wzgl dnych warto ci wska ników oraz ich zmian

dla w złów sieci testowej w stanie zmiany jej obci enia i konfiguracji 200 C. Zestawienie porównawcze zasad wiadczenia usług przesyłowych stosowanych

w ró nych krajach 215

D. Porównanie metod zarz dzania ograniczeniami przesyłowymi

SPIS TABEL I RYSUNKÓW

Tabela 3.1. Składniki opłat za przesył z podziałem na wytwórców i odbiorców Tabela 3.2. Strefy doby i roku stosowane w taryfach przesyłowych

Tabela 3.3. Podział tygodnia na strefy doby

Tabela 4.1. Czynniki determinuj ce rodzaj taryfy przesyłowej

Tabela 4.2. Rodzaj analiz dla potrzeb kształtowania taryf przesyłowych

Tabela 4.3. Zestawienie rednich ze wszystkich wska ników warto ci udziałów liczby w złów z warto ciami wska ników poni ej redniej w grupie wszystkich w złów Tabela 4.4. Rozst p zmian warto ci wzgl dnych wska ników przy zmianach układu pracy

sieci testowej wg wska nika

Rys. 2.1. Struktura taryfy za usług wiadczon przez przedsi biorstwa energetyczne zajmuj ce si przesyłaniem i dystrybucj energii elektrycznej – stan obecny Rys. 2.2. Struktura kosztów taryfy przesyłowej

Rys.2.3. Propozycja struktury opłat za usług przesyłow i dystrybucyjn Rys. 3.1. Miejsca rozlicze usług przesyłowych

Rys. 4.1. Siatka elementarna, stosowana podczas estymacji wykonywanej za pomoc techniki krigingu, z naniesionymi lokalizacjami, dla których zostały obliczone warto ci jednostkowych kosztów kra cowych energii elektrycznej

Rys. 4.2. Wariogramy izotropowe dla doliny nocnej w okresie letnim

Rys. 4.3. Wariogramy izotropowe dla szczytu wieczornego w okresie letnim Rys. 4.4. Wariogramy izotropowe dla doliny nocnej w okresie zimowym Rys. 4.5. Wariogramy izotropowe dla szczytu rannego w okresie zimowym Rys. 4.6. Wariogramy izotropowe dla szczytu wieczornego w okresie zimowym

Rys. 4.7. Ró a przebiegów kierunkowych wariogramów empirycznych dla doliny nocnej w okresie letnim

Rys. 4.8. Ró a przebiegów kierunkowych wariogramów empirycznych dla szczytu wieczornego w okresie letnim

Rys. 4.9. Ró a przebiegów kierunkowych wariogramów empirycznych dla doliny nocnej w okresie zimowym

Rys. 4.10. Ró a przebiegów kierunkowych wariogramów empirycznych dla szczytu rannego w okresie zimowym

Rys. 4.11. Ró a przebiegów kierunkowych wariogramów empirycznych dla szczytu wieczornego w okresie zimowym

Rys. 4.12. Mapa rednich estymowanych Z* jednostkowych kosztów kra cowych w w złach sieci NN dla obci enia podczas doliny nocnej w okresie letnim

Rys. 4.13. Mapa rednich estymowanych Z* jednostkowych kosztów kra cowych w w złach sieci NN dla obci enia podczas szczytu rannego w okresie letnim

Rys. 4.14. Mapa rednich estymowanych Z* jednostkowych kosztów kra cowych w w złach sieci NN dla obci enia podczas doliny nocnej w okresie zimowym

Rys. 4.15. Mapa rednich estymowanych Z* jednostkowych kosztów kra cowych w w złach sieci NN dla obci enia podczas szczytu rannego w okresie zimowym

Rys. 4.16. Mapa rednich estymowanych Z* jednostkowych kosztów kra cowych w w złach sieci NN dla obci enia podczas szczytu wieczornego okresu zimowego

Rys. 4.17. Zmienno w czasie dynamicznego wska nika opłaty przesyłowej

Rys. 4.18. Dynamiczny wska nik opłaty przesyłowej w zale no ci od ATC/TTC wg [91] Rys. 4.19. Zmienno wLD z zapotrzebowaniem na moc w ci gu 24 godzin

Rys. 4.20. Zasada proporcjonalno ci przepływów

Rys. 4.21. Wykorzystanie linii o ró nych przepływach mocy przez u ytkowników Rys. 4.22. Dobowa krzywa obci enia KSE moc czynn w okresie zimowym Rys. 4.23. Wykres godzinowych warto ci wzgl dnych mocy i kosztu

Rys. 4.24. Schemat sieci testowej CIGRE

Rys. 4.25. Zmiana warto ci wzgl dnych wska ników w w złach odbiorczych po wył czeniu linii 220 kV HHH215 – FFF211 (lin11)

Rys. 4.26. Zmiana warto ci wzgl dnych wska ników w w złach odbiorczych HHH215 i III214 po wył czeniu linii 220 kV HHH215 – FFF211 (lin11)

Rys. 4.27. Zmiana warto ci wzgl dnych wska ników w w złach wytwórczych po wył czeniu linii 220 kV HHH215 – FFF211 (lin11)

Rys. 4.28. Zmiana warto ci wzgl dnych wska ników w w złach wytwórczych DDD211 i FFF211 po wył czeniu linii 220 kV HHH215 – FFF211 (lin11)

Rys. 4.29. Zmiana warto ci wzgl dnych wska ników w w złach odbiorczych po przeniesieniu 100 MW z w zła JJJ211 do HHH215

Rys. 4.30. Zmiana warto ci wzgl dnych wska ników przy stopniowaniu zapotrzebowania w w le HHH215

Rys. 4.31. Zmiana warto ci wzgl dnych wska ników przy stopniowaniu zapotrzebowania w w le III214

Rys. 4.32. Zmiana warto ci wzgl dnych wska ników przy stopniowaniu zapotrzebowania w w le JJJ211

Rys. 4.33. Wzgl dne ł czne warto ci wska ników wytwórców (W) i odbiorców (O) obliczane metod rozpływów przyrostowych dla sieci testowej w zale no ci od wielko ci przyrostu bez zastosowania strefy nieczuło ci dla zmiany przepływu gał ziowego Rys. 4.34. Wzgl dne ł czne warto ci wska ników wytwórców (W) i odbiorców (O) obliczane

metod rozpływów przyrostowych dla sieci testowej w zale no ci od wielko ci przyrostu z zastosowaniem 1 MW strefy nieczuło ci dla zmiany przepływu gał ziowego

a - współczynnik administracyjny obowi zuj cy w roku taryfowym i

Gj i Lj a

a ₋, ₋ - element macierzy odpowiednio AL, AG

LP LS ZS α α

α , , - współczynniki redukcyjne w poszczególnych strefach

A

A

ATC - dost pne zdolno ci przesyłowe ij

B - cz urojona elementu macierzy admitancyjnej sieci l

G

c , clL - ceny strat przesyłowych w gał ziach sieci, odpowiednio dla w złów wytwórczych i odbiorczych

c G

c , c_Lc - ceny ogranicze sieciowych, odpowiednio dla w złów wytwórczych i odbiorczych

ci - cena stosowana w rozliczeniach z dan grup odbiorców i

cm - jednostkowy koszt kra cowy wytwarzania

cs - rynkowa (systemowa) cena energii elektrycznej

CCR - koordynowany powtórny rozpływ mocy

Di-k,g - współczynnik rozkładu całkowitego wytwarzania

Ei - ilo energii elektrycznej zapotrzebowanej przez grup odbiorców i G

E , E_L - wielko ci przepływu energii elektrycznej, odpowiednio dla w złów wytwórczych i odbiorczych

N hcj

E - kra cowa oczekiwana niedostarczona energia w w le j spowodowana zmian obci enia w w le i, dla stanu systemu c oraz godziny h EL - planowana ilo energii zu ywanej przez odbiorców nie posiadaj cych

liczników mierz cych półgodzinny pobór energii w danym obszarze

ECC - ekonomiczna stopa zwrotu kapitału w

E - energia wprowadzona do sieci wp

E - ilo ci energii wprowadzonej/pobranej do/z sieci

z

E - energia elektryczna pobrana z sieci operatora )

(k

f_i - przepływ w gał zi i przypisany do w zła k )

( j

f_i - przepływ w gał zi i przypisany do w zła j i

f - przepustowo gał zi i k

i

f₋ - przepływ w gał zi i-k k

i

f₋ - zmiana przepływu mocy w gał zi i-k FS - jednostka wiadczonej usługi przesyłowej

g - współczynnik udziału odbiorcy w szczycie obci enia

γ(A,A) - rednia warto semiwariogramu mi dzy wszystkimi, mo liwymi kombinacjami punktów w obr bie bloku A

γ(Si,A) - rednia warto semiwariogramu mi dzy ka dym punktem w próbce Si

i ka dym punktem w bloku A

γ* _{- warto funkcji semiwariogramu} j

i, δ

δ - argument napi cia odpowiednio w w złach i, j

i - cenowa elastyczno popytu danej grupy odbiorców i

i g

H _, - współczynnik okre laj cy udział w zła i w przepływie mocy gał zi g Hpq,i - udział mocy w złowej Piw gał zi skierowanej od w zła p do w zła q

t

I - przyrost kapitału inwestycyjnego w roku t

k - stopa dyskonta

Li Gj

k - udział wytwórcy w pokrywaniu przyrostu obci enia Gj

Li

k - udział odbiorcy w przejmowaniu zwi kszonego wytwarzania

ml

k - współczynnik strat kra cowych K(E) - koszt przedsi biorstwa

BC - koszt bazowy infrastruktury przesyłowej Kc - koszt całkowity

hcn

K - koszt kra cowy energii elektrycznej hi

K - całkowity koszt kra cowy energii w w le i dla godziny h Ki - koszt gał zi i

Kp - koszt pasma 1 MW-owego u

t

K - zmiana kosztów utrzymania sieci w roku t

KT - całkowity roczny koszt stały w

K - ł czne koszty wytwórców hcn

KO - koszty kra cowe ogranicze dla stanu systemu c, godziny h, w zła j li - długo gał zi i

lg - długo linii

λ - mno nik Lagrange’a 1

,m i

λ - zast pcza odległo przesyłu liniami lub zast pcza moc pozorna transformatorów, lub zast pcze pola liniowe rozdzielni w metodzie rozpływów przyrostowych

2 ,m i

λ - modułowa zast pcza odległo przesyłu liniami lub modułowa

zast pcza moc pozorna transformatorów, lub modułowe zast pcze pola liniowe rozdzielni w metodzie rozpływów przyrostowych

3 , m i

λ - zast pcza odległo przesyłu liniami lub zast pcza moc pozorna transformatorów, lub zast pcze pola liniowe rozdzielni dla dodatnich zmian przepływów w metodzie rozpływów przyrostowych

1 ,m q p−

λ - zast pcza odległo przesyłu liniami lub zast pcza moc pozorna transformatorów, lub zast pcze pola liniowe rozdzielni pomi dzy w złem dostawczym p i w złem odbiorczym q

2 ,m q p−

λ - modułowa zast pcza odległo przesyłu liniami lub modułowa

zast pcza moc pozorna transformatorów, lub modułowe zast pcze pola liniowe rozdzielni pomi dzy w złem dostawczym p i w złem

odbiorczym q 3

,m q p−

λ - zast pcza odległo przesyłu liniami lub zast pcza moc pozorna transformatorów, lub zast pcze pola liniowe rozdzielni dla dodatnich zmian przepływów pomi dzy w złem dostawczym p i w złem odbiorczym q

L, T, R - zbiór elementów, odpowiednio: linii, transformatorów, rozdzielni

Lz - zbiór gał zi granicznych danego obszaru

LRIC - długookresowy koszt przyrostowy r

LRMC - długookresowy koszt kra cowy dla regionu r

mZS, mZP, mLS, mLP - wagi mocy umownych w poszczególnych strefach

MAD - rednia warto bezwzgl dnej ró nicy wewn trz grupy MAXD - warto maksymalna bezwzgl dnej ró nicy wewn trz grupy MD - rednie rozproszenie pomi dzy grupami

n - element zbioru N wszystkich w złów

nb - liczba w złów w sieci (bez w zła bilansuj cego)

nd - liczba w złów z dodatnim przepływem w gał zi i

nh - liczba par próbek (obserwacji) odległych o dystans ∆h i

n , nj - liczba u ytkowników sieci w grupie lub obszarze odpowiednio i oraz j no - liczba w złów w obszarze

nw - liczba wszystkich w złów

N - zbiór wszystkich w złów NTC - zdolno ci przesyłowe netto OP - opłata przesyłowa

OP(k) - opłata przesyłowa lub koszt przesyłu w w le k S

G

OP - opłata sieciowa stała dla wytwórców

S L

OP - opłata sieciowa stała dla odbiorców S

OP - roczna opłata stała Z

OP - opłata zmienna dla u ytkownika hc

π - prawdopodobie stwo stanu systemu c dla godziny h

p - rednia warto parametru charakteryzuj cego wszystkich

u ytkowników sieci niezale nie od ich przypisania do grupy lub obszaru

P(t) - moc czynna wykorzystania zdolno ci przesyłowych w czasie t i,

b

p - warto parametru charakteryzuj cego u ytkownika sieci b w grupie

lub obszarze i f

P - moc pobierana przez odbiorc

L

P - prognozowana warto mocy pobieranej przez odbiorców

nieposiadaj cych liczników mierz cych półgodzinny pobór energii Gj

Li

P - zmiana mocy w w le odbiorczym i spowodowana przyrostem mocy

u wytwórcy j *

f

P - moc pobierana przez odbiorc pomniejszona o moc redukcyjn B

g P g P

P , - moce czynne gał ziowe odpowiednio w rozpływie przyrostowym (P) i bazowym (B)

B Gj P Gj P

P , - moc generowana przez w zeł wytwórczy j dla rozpływu przyrostowego (P) oraz bazowego (B)

Gk

P - wprowadzana warto mocy przez ródło wytwórcze do w zła k Gg

P - generacja w w le g

g

P - zmiana przepływu mocy w gał zi granicznej g

Gj

P - przyrost mocy w w le wytwórczym j Li

Gj

P - zmiana mocy wytwarzanej u wytwórcy j, pokrywaj cej przyrost mocy w w le odbiorczym i

i

P , P_j - moc w w złach, odpowiednio i oraz j i

p - rednia warto parametru charakteryzuj cego u ytkowników sieci

i

P - przyrost mocy w w le odbiorczym lub wytwórczym m

i

P₋ - moc płyn ca lini od w zła i do w zła m n

i

P₋ - moc płyn ca lini od w zła i do w zła n i

j

P₋ - moc płyn ca lini od w zła j do w zła i netto

i j

P₋ - najmniejsza warto mocy płyn cej gał zi j-i brutto

i j

P₋ - najwi ksza warto mocy płyn cej gał zi j-i i

k

P₋ - moc płyn ca lini od w zła k do w zła i

Pk - zapotrzebowanie na moc czynn przez w zeł k w szczycie obci enia

Pk,i - udział w zła k w przepływie gał zi i l

P - dost pne zdolno ci wytwórcze w okresie szczytu zimowego Lk

P - warto mocy pobieranej przez odbiorc z w zła k Li

P - przyrost mocy w w le odbiorczym i k

P - przyrost mocy w w le k m

P - minimalna moc dodatkowa mg

P - moc minimalna w miejscu przył czenia Pmax - maksymalna moc czynna

S G

P - moc stosowana w rozliczeniach opłaty sieciowej stałej z wytwórcami

S L

P - moc stosowana w rozliczeniach opłaty sieciowej stałej z odbiorcami p

P - moc produkowana przez jednostk wytwórcz w szczycie obci enia

Ru Ri / P

P - moc wprowadzana (i) / pobierana (o) z sieci t

P - moc osi galna w szczycie obci enia t

P - zmiana obci enia szczytowego w roku t tf

P - moc przył czeniowa

u

P - moc rezerwowa

Puz - moc zamawiana przez odbiorc w

P - moc wypadkowa

Pz - moc zast pcza z

P - przyrost obci enia w zła z LP

LS ZP

ZS P P P

P , , , - warto ci mocy umownej, odpowiednio w okresie zimy (Z) i lata (L) oraz strefy szczytowej (S) i strefy pozaszczytowej (P)

b

PI - przyrost mocy w w le b R

PI - zmiana mocy w w le bilansuj cym R R(E) - dochód przedsi biorstwa

RAT - przepustowo wzgl dna m

i

R_, - promie zasilania

RMSD - pierwiastek z kwadratu redniej ró nicy wewn trz grupy s - stopie wypełnienia macierzy

S G

s - stawka opłaty stałej dla wytwórców

G

s - stawka opłaty przesyłowej dla wytwórcy

P L

s - stawka opłaty za moc pobieran przez odbiorców na danym obszarze, posiadaj cych liczniki mierz ce półgodzinny pobór energii

S L

s - stawka opłaty stałej dla odbiorców Z

L

s - stawka opłaty zmiennej dla odbiorców S

s - stawka opłaty stałej

Z

s - stawka opłaty zmiennej

SAi - składnik zwi zany z przepustowo ci gał zi

SBi - składnik okre laj cy gał ziowy zapas przepustowo ci O

Z

S - składnik zmienny opłaty w obszarze

σk - standardowe odchylenie estymacji (odchylenie krigingowe)

S - zbiór elementów tworz cych infrastruktur sieciow S(E) - ł czne płatno ci u ytkowników

SgT - pozorna moc znamionowa transformatora

t - liczba godzin

T - całkowity czas wykorzystania zdolno ci przesyłowych n

m i

T_, - praca sieci liczona po mocach w złowych m

, i

Tg - praca sieci obliczana z wykorzystaniem przepływów gał ziowych

TRM - margines bezpiecze stwa

TTC - maksymalna zdolno przesyłowa linii m

i

u_, - wzgl dna warto zmiany przepływów granicznych ze znakiem, bez znaku i dodatnich zmian przepływu dla linii lub transformatorów uk - bezwzgl dna zmiana przepływu mocy w gał ziach granicznych

Un - napi cie znamionowe j

VOLL - koszt niepokrycia zapotrzebowania w w le j

w - udział w zła w korzystaniu z ka dej grupy elementów sieci i

g

w , - udział u ytkownika i w przepływie mocy czynnej gał zi g U

k g

w , - współczynnik wykorzystania gał zi g przez u ytkownika U, przył czonego w w le k, przy dodatnim przepływie mocy

wi - waga (współczynnik wagowy) krigingu przypisana próbce i ze zbioru

n elementowego W

k i j

w _−, - współczynnik wykorzystania gał zi j-i przez wytwórc w w le k O

k i j

w _−, - współczynnik wykorzystania gał zi j-i przez odbiorc w w le k wAB - wska nik przepustowo ci

wATC - wska nik dost pnych zdolno ci przesyłowych wBTC - bazowy wska nik opłaty przesyłowej

wDTC - dynamiczny wska nik opłaty przesyłowej wLD - wska nik zapotrzebowania

wOP(t) - dynamiczny wska nik opłaty przesyłowej w czasie t W(E) - wynik przedsi biorstwa

xpq - reaktancja gał zi

y - liczba godzin w okresie wiadczenia usługi przesyłowej

z - całkowita liczba grup lub obszarów, na jakie zostali podzieleni u ytkownicy sieci

z(xi + h), z(xi) - warto ci parametru w punktach (xi + h) i (xi), oddalonych o ∆h

Z* - rednia estymowana (wa ona) warto próbki Zi - warto próbki i ze zbioru n elementowego

1.1 Stan zagadnienia

Dynamiczna transformacja sektorów elektroenergetycznych w wielu krajach prowadzi do dekompozycji podstawowych elementów sektora na: wytwórczy, przesyłowy, dystrybucyjny i obrotowy. Proces tych przeobra e jest szczególnie intensywny w ostatnich 15 latach. W tych warunkach wyłoniła si niezale na działalno , polegaj ca na dostarczaniu energii elektrycznej do odbiorców za po rednictwem sieci elektroenergetycznych, co z kolei zapocz tkowało konieczno opracowywania odpowiednich taryf przesyłowych, tj. takich, które obok funkcji dochodowej spełniaj równie funkcje stymuluj c i informacyjn . Z przeprowadzonego przegl du wynika, e systemy taryf przesyłowych spełniaj przede wszystkim funkcj dochodow , czyli zapewniaj okre lony przychód przedsi biorstwu sieciowemu [21, 22, 67]. Z powodu specyficznego charakteru działalno ci tych przedsi biorstw, nazywanej cz sto monopolem naturalnym, funkcja dochodowa taryf ograniczana jest przez regulatora, którego zasadnicze zadanie polega na równowa eniu interesów podmiotów wyst puj cych na rynku energii elektrycznej. W przypadku przedsi biorstw sieciowych mo na równie dopatrzy si wpływu regulatora na proces tworzenia taryf tak, aby prawidłowo odzwierciedlały one koszty dostawy energii do poszczególnych odbiorców. Spełniana powinna by wi c zasada eliminowania subsydiowania skro nego w taryfach. Skonstruowana na tych zasadach taryfa przesyłowa powinna by skutecznym narz dziem przedsi biorstw sieciowych, pozwalaj cym oddziaływa na odbiorców usług przesyłowych poprzez wskazywanie miejsc w sieci, dla których przesył zagro ony jest warunkami technicznymi lub wyst puj cymi ograniczeniami, ale równie wskazywanie tras dostawy charakteryzuj cych si wy szymi i ni szymi kosztami.

Kondycj sieci, dzi ki której wiadczona jest usługa dostawy energii elektrycznej do odbiorców, pozwala uwzgl dni w taryfie przesyłowej szereg metod i sposobów. Rozwi zania taryfowe mo na podzieli na dwie zasadnicze grupy: taryfy statyczne i dynamiczne.

Podej cie statyczne w kształtowaniu taryf przesyłowych stosowane jest najcz ciej ze wzgl du na spełnienie wi kszo ci wymienionych powy ej funkcji. Funkcje stymuluj c i informacyjn taryfy przesyłowe realizuj najcz ciej poprzez odwzorowanie obowi zuj cego w pewnym czasie, bezpiecznego stanu pracy sieci. Stan ten charakteryzuje si brakiem przeci e i przekroczonych poziomów napi . Taryfy przesyłowe oddziaływuj ce na u ytkowników sieci i wykorzystuj ce powy szy stan jej pracy pozwalaj w sposób bezpieczny kierowa prac sieci. Jednak e taryfy te nie s wra liwe na zmieniaj ce si warunki funkcjonowania sieci, a pozwalaj jedynie uwzgl dni ró ne zjawiska z nimi zwi zane, wyst puj ce w rednim i długim przedziale czasu. Pozytywn cech tych taryf jest stabilno czasowa sygnałów, jakie ze sob nios , i zapewnienie oczekiwanego przychodu przedsi biorstwu. Przykładem takiego podej cia s rozwi zania taryf przesyłowych, stosowanych w Anglii i Walii, Hiszpanii, Szwecji, Norwegii, Portugalii, Finlandii, Włoszech, Argentynie, Boliwii, Chile i Peru.

Przeciwie stwem taryf statycznych s taryfy dynamiczne, które odzwierciedlaj ka dy stan pracy sieci, przy czym zakłada si , e jest on ustalony najcz ciej w 15, 30 czy 60 minutowych interwałach czasowych. Ten sposób odwzorowania zmieniaj cych si obci e i konfiguracji poł cze sieci prowadzi niestety, w warunkach permanentnie wyst puj cych ogranicze przesyłowych, do bardzo du ej zmienno ci stawek w złowych i trudno ci w rednio- i długoterminowym planowaniu opłat przesyłowych. Ten typ rozwi za taryf przesyłowych stosowany jest w Stanach Zjednoczonych, Australii i Nowej Zelandii. Pewn

odmian taryf dynamicznych jest uznana w ród europejskich przedsi biorstw energetycznych aukcja usług przesyłowych, wiadczonych na poł czeniach pomi dzy systemami elektroenergetycznymi ró nych krajów. Przegl d rozwi za taryf przesyłowych stosowanych w ró nych krajach oraz metod ich konstruowania szerzej omówiono w rozdziale 3 i 4.

Potrzeba zastosowania odpowiedniego modelu taryfy przesyłowej, spełniaj cego wła ciwe dla danego systemu elektroenergetycznego warunki, wynikała dotychczas z wagi argumentów przekonywuj cych do jego implementacji. Zauwa a si brak metodycznego podej cia w wyborze okre lonych sposobów rozwi za taryfowych. To samo mo na stwierdzi na podstawie doniesie literatury omawiaj cej powy szy problem, np. [35, 74, 81]. Cz sto sama analiza prowadzona jest w otoczeniu czynników, które z góry warunkuj , jaki b dzie jej efekt. W tej sytuacji konieczne staje si opracowanie procedur post powania pozwalaj cych w sposób obiektywny dokona wyboru rodzaju taryf przesyłowych oraz ich struktury dla praktycznego zastosowania.

Nowym wyzwaniem dla taryf przesyłowych stał si rynek energii elektrycznej, w wyniku którego klasyczny rozkład obci e zostaje zast piony kontraktami bilateralnymi realizowanymi przez operatora systemu przesyłowego. Tak wytworzony „chaos” ujawnia w sieci elektroenergetycznej miejsca, które nie s gotowe na spełnienie oczekiwa uczestników rynku. Wyst puj ce ograniczenia w swobodnym handlu energi , powodowane przez sie , mog by w cz ci usuni te przez odpowiednio skonstruowan taryf przesyłow , przeciwdziałaj c pojawianiu si tych ogranicze . Dobrym sposobem na zarz dzanie ograniczeniami sieciowymi jest aukcja usług przesyłowych na poszczególnych elementach sieci lub szereg metod wskazanych do zastosowania szczególnie w rozległych systemach elektroenergetycznych [97].

Polskie do wiadczenia w zakresie kreowania taryf przesyłowych i ich ewolucji rozpocz ły si w 1994 r. Do roku 2000 stwierdza si konsekwentne d enie do jak najlepszego cenotwórstwa w tym zakresie, opartego na taryfach w złowych. W roku 2000 niespodziewanie nast pił regres do pocz tku drogi. Przyczyn tego, jak si wydaje, był brak zrozumienia istoty w złowej taryfy przesyłowej oraz jej zło ono . Obecnie coraz cz ciej pojawiaj si głosy o konieczno ci powrotu do w złowej taryfy przesyłowej, jako najbardziej odpowiedniego rozwi zania taryfowego dla polskiego systemu elektroenergetycznego. Podstawowa zmiana w nowym systemie taryfowym ma polega na stworzeniu spójnych zasad dla sieci 400 i 220 kV, której wła cicielem s Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. oraz sieci 110 kV, b d cej własno ci spółek dystrybucyjnych. Powodem takiego podej cia jest praca sieci 110 kV w układzie zamkni tym, równolegle z sieci przesyłow (o napi ciu 400 i 220 kV). Osobne traktowanie tych sieci prowadzi do powa nego zafałszowywania wyników oblicze , ze wzgl du na to, e sie 110 kV charakteryzuje si :

− znaczn moc przył czonych generatorów,

− du zdolno ci przesyłow , wynikaj c ze znacznych przekrojów w liniach (szczególnie w południowej i południowo-zachodniej cz ci kraju),

− wyst powaniem rezerwy zdolno ci przesyłowych.

Zmienne warunki funkcjonowania sieci elektroenergetycznych, szczególnie zaznaczaj ce si w sytuacji działania rynku energii elektrycznej, wymagaj wpływania na uczestników tego rynku. Ma to na celu eliminowanie niepo danych skutków ich aktywno ci. Brak jakichkolwiek sygnałów, akceptowanych przez uczestników rynku energii i mówi cych o wpływie zawieranych transakcji na funkcjonowanie sieci, prowadzi do niekontrolowanego wzrostu kosztów zarz dzania sieci , szczególnie w zakresie regulacji i bilansowania pokrycia zapotrzebowania oraz wyst powania zagro e awarii sieci, spowodowanych ograniczeniami

przesyłowymi. Ten stan rzeczy w du ej mierze spowodował powstanie szeregu metod, pozwalaj cych operatorom zarz dza tak powstałym „chaosem”, co prowadzi do efektywnego i bezpiecznego przesyłu energii elektrycznej. Charakterystyce metod zarz dzania ograniczeniami przesyłowymi i ich ocenie po wi cono rozdział 5 niniejszej rozprawy.

1.2. Cel, zakres i tezy pracy

Zamiarem autora niniejszej pracy jest przedstawienie zasad pozwalaj cych na opracowanie takiej struktury taryfy przesyłowej, dzi ki której mo liwe b dzie efektywne stymulowanie wła ciwych zachowa u ytkowników sieci elektroenergetycznej, z uwzgl dnieniem technicznych uwarunkowa jej pracy. W tym celu zostały przeprowadzone badania taryf w złowych, wyznaczonych z wykorzystaniem rozpływów mocy. Tak ustalone taryfy stanowiły podstaw do dokonania dalszych analiz mo liwo ci ich oddziaływania na u ytkowników sieci elektroenergetycznej, co mogłoby kształtowa po dane ich zachowania, z punktu widzenia efektywno ci i bezpiecze stwa dostaw energii.

W pracy przeanalizowano mo liwo wykorzystania wielu metod stosowanych w projektowaniu taryf przesyłowych, uwzgl dniaj cych warunki dostawy energii elektrycznej (m. in. sposób zasilania, poziom pobieranej mocy, lokalizacj w sieci elektroenergetycznej). Zastosowanie tych metod winno umo liwi wskazanie miejsc przył czenia u ytkowników do sieci i okre lenie stopnia stymulacji ich zachowania.

Badania przydatno ci metod u ywanych podczas ustalania kształtu struktury taryfy przesyłowej przeprowadzono, modeluj c ró ne warianty stanów pracy sieci, ze szczególnym uwzgl dnieniem miejsca przył czenia oraz stopnia wykorzystania sieci przez jej u ytkowników.

Dla tak sformułowanego celu przyj to nast puj cy zakres pracy: − okre lenie funkcji i zada taryf przesyłowych,

− scharakteryzowanie modeli taryf przesyłowych,

− analiza porównawcza struktur taryf przesyłowych stosowanych w ró nych krajach, − porównanie metod kształtowania struktur taryf przesyłowych,

− opracowanie syntetycznych mierników oceny stopnia wykorzystania sieci, − zdefiniowanie roli ogranicze przesyłowych i sposobów ich eliminowania,

− porównanie stopnia wykorzystania sieci przesyłowej, wyznaczonego wg metod: przyrostowej, ledzenia rozpływów oraz kosztów kra cowych,

− analiza zastosowania metod okre laj cych stopie wykorzystania sieci do w złowej alokacji kosztów dla potrzeb konstruowania taryfy przesyłowej,

− sformułowanie koncepcji taryfy przesyłowej dla rynku energii w warunkach monopolu naturalnego przedsi biorstw sieciowych,

Tak przyj ty cel i zakres pracy pozwolił na sformułowanie nast puj cej głównej tezy pracy:

Proponowana metodyka okre lania stopnia wykorzystania sieci na podstawie rozpływów mocy pozwala wybra takie rozwi zanie taryfy przesyłowej, które najlepiej b dzie stymulowa po dane zachowania odbiorców i dostawców energii elektrycznej.

Analizuj c zmiany zachodz ce w krajowej strukturze taryf przesyłowych, kształtowanej przez kolejne nowelizacje rozporz dzenia (tzw. taryfowego) Ministra Gospodarki oraz skal trudno ci i problemów powstałych na tym tle, mo na sformułowa dodatkow tez pracy:

Warunki pracy sieci elektroenergetycznej oraz specyfika relacji pomi dzy dostawcami i odbiorcami energii elektrycznej zawarte s w taryfie przesyłowej, która spełnia funkcje dochodow , stymulacyjn i informacyjn .

2.1. Wst p

Transformacja sektora elektroenergetycznego na całym wiecie. wymuszona powstawaniem rynków energii elektrycznej, spowodowała konieczno systematyzacji wszystkich czynników wpływaj cych na cen energii i koszty jej dostarczenia. Przez wszystkie strony zaanga owane w proces cenotwórstwa akceptowana jest osobna opłata przesyłowa, stanowiona przez przedsi biorstwa sieciowe. Fakt ten wynika ze specyfiki działalno ci zwi zanej z dostarczaniem energii elektrycznej, zwanej cz sto monopolem naturalnym, gdy przedsi biorstwa wiadcz ce t usług nie działaj w warunkach konkurencji. Z tego te powodu stawki opłat przesyłowych poddane s cisłej regulacji, polegaj cej na kontroli ich wysoko ci przed nieuzasadnionym wzrostem. Zadaniem taryfy przesyłowej, opracowywanej przez przedsi biorstwa sieciowe, jest nie tylko pokrywanie uzasadnionych kosztów działalno ci, ale przede wszystkim wła ciwa stymulacja zachowa u ytkowników sieci elektroenergetycznej, adekwatna do specyfiki i warunków jej pracy, do których zalicza si poziom strat sieciowych, ograniczenia przesyłowe i szeroko rozumiane bezpiecze stwo pracy systemu. W tych okoliczno ciach podstawowym elementem wspomagaj cym proces tworzenia taryf przesyłowych s kryteria i zasady ich opracowywania. Czynniki te, prawidłowo okre lone, pozwalaj opracowa w sposób wła ciwy taryf przesyłow , daj c optymaln struktur i poziom stawek opłat. Taryfa przesyłowa stała si równie podstawowym ródłem przychodów, pokrywaj cym koszty ogólnosystemowe zwi zane z regulacj systemu elektroenergetycznego, obowi zkiem zakupu energii ze ródeł odnawialnych i wprowadzaniem rynku energii elektrycznej. Ta grupa kosztów stała si dominuj c cz ci opłaty przesyłowej, prowadz c do marginalizacji kosztów, które bezpo rednio zwi zane s z procesem przesyłania energii elektrycznej. W wyniku znacz cego zwi kszenia poziomu kosztów, przenoszonych przez stawki opłat przesyłowych, taryfa przesyłowa w znacz cy sposób wpływa na konkurencyjno energii elektrycznej, zarówno sprzedawanej przez wytwórców, jak i dostarczanej odbiorcom finalnym. Taryfa ta stała si wi c kolejnym czynnikiem, który istotnie wpływa na efektywno transakcji zawieranych na rynku energii.

2.2. Podstawowe kryteria i zasady tworzenia taryf sieciowych

Wła ciciele sieci elektroenergetycznych, wiadcz c usług przesyłow , kreuj mechanizmy pozwalaj ce spełni ich ekonomiczne i techniczne oczekiwania w zakresie pokrycia kosztów funkcjonowania i odpowiedniego stopnia wykorzystania tych sieci. Wyst puj jednak trudno ci w realizacji tego zadania, które wynikaj ze zło ono ci samego procesu przesyłu energii elektrycznej, spowodowanej dynamicznymi zmianami obci enia sieci, oraz z niemo no ci omini cia praw fizyki rz dz cych przepływem pr du. Jeszcze innym uwarunkowaniem, które nale y bra tutaj pod uwag , jest konieczno ci głego patrzenia w przyszło w celu sprostania oczekiwaniom rozwoju gospodarczego. W tych warunkach, jedynym narz dziem pozwalaj cym uwzgl dnia mo liwie w jak najlepszy sposób wszystkie czynniki, wynikaj ce ze specyfiki wiadczonej usługi przesyłowej przez przedsi biorstwa sieciowe, jest wła ciwie opracowana taryfa1. Przy podejmowaniu próby opracowania taryfy przesyłowej, jej projektanci cz sto zadaj sobie pytanie, według jakich kryteriów i zasad ma by ona tworzona. Jakie funkcje powinna realizowa ? W jakim stopniu ma stymulowa reakcje u ytkowników sieci? Te i wiele innych pyta zadawano i zadaje si nadal, odk d istnieje konieczno budowania taryf przesyłowych. Jednocze nie nale y

1

podkre li , e jest to proces ci gły ze wzgl du na zmieniaj ce si warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, do których taryfy przesyłowe musz by dostosowywane. Prób sformowania jednoznacznych kryteriów, według których nale y tworzy taryfy przesyłowe, podj to w pracy [86]. W wyniku analiz prac, polegaj cych na rozwa eniu za i przeciw ka dego z kryteriów, zdefiniowano sze podstawowych imperatywów charakteryzuj cych otoczenie, w którym kształtowane s taryfy przesyłowe [26, 81]:

− Promowanie sprawnie funkcjonuj cego dobowego hurtowego rynku energii elektrycznej Przedsi biorstwa sieciowe poprzez system taryfowy powinny wysyła sygnały do u ytkowników sieci elektroenergetycznej, przyczyniaj c si do minimalizowania kosztów ogólnosystemowych i nagradzania tych u ytkowników, którzy odpowiednio reaguj na informacje zawarte w taryfach [88]. Rozwijanie dobowego rynku hurtowego energii elektrycznej wpływa na obni anie kosztów wytwarzania, które nad a za zmieniaj cym si zapotrzebowaniem oraz przyczynia si do redukcji ogranicze i strat przesyłowych. Rynek dobowy pozwala na efektywn dystrybucj kosztów ogólnosystemowych, adekwatn do stopnia wykorzystania systemu elektroenergetycznego. Znaczne upraszczanie mechanizmów rynku dobowego prowadzi do zatracenia stymulacji ekonomicznej u ytkowników, a jednocze nie do lepszego ich zrozumienia i wzrostu liczby uczestników gry rynkowej.

− Wskazywanie sygnałów w celu wyboru korzystnych lokalizacji przył czenia nowych ródeł oraz odbiorców do sieci elektroenergetycznej

W długim okresie mo liwe jest stymulowanie wyboru miejsc przył czenia u ytkowników do sieci, które cechuj si niskim kosztem energii elektrycznej i opłaty przesyłowej. Jednak e, ze wzgl du na krótki okres funkcjonowania w ró nych cz ciach wiata liberalnych rynków energii, brakuje jednoznacznych dowodów, potwierdzaj cych wpływ takiego sposobu stymulacji na podejmowanie decyzji przez u ytkowników sieci o miejscu przył czenia. Poza tym wyst puje szereg innych czynników, które decyduj o lokalizacji zadania inwestycyjnego2.

− Wskazywanie niezb dnych sygnałów dla nowych inwestycji sieciowych

Rozwój sieci elektroenergetycznej mo e wskazywa lokalizacj przył czenia nowych ródeł, czy odbiorców energii [25, 26]. Taryfa przesyłowa powinna wi c wskaza m.in. miejsca korzystne do lokowania nowych odbiorców (o niskim koszcie przesyłu) i do lokowania nowych wytwórców (o wysokim koszcie przesyłu). W przypadku, gdy opłata przesyłowa nie odzwierciedla rzeczywistego poziomu kosztów, a wi c jest subsydiowana, u ytkownicy nie maj mo liwo ci podj cia racjonalnych działa w celu likwidacji ograniczenia przesyłowego, czy decyzji budowy nowego ródła, np. blisko miejsca zapotrzebowania [5]. Ze sposobu alokacji kosztów sieciowych oraz wysoko ci cen powinna wynika informacja, wskazuj ca nowe poł czenia sieciowe, które przyczyniłyby si do zmniejszenia kosztów przesyłu.

− Pokrywanie kosztów funkcjonowania systemu przesyłowego

W dyskusjach podnoszony jest cz sto problem ustalenia regulowanego poziomu odpisu amortyzacyjnego maj tku sieciowego. Takie rozwi zanie pozwoliłoby przedsi biorstwom sieciowym zwi kszy bezpiecze stwo inwestycji i w przyszło ci uzale ni nakłady inwestycyjne od wiarygodno ci i mo liwo ci odzyskania kosztów poniesionych w przeszło ci. Ta zasada jest szczególnie wa na przy wyborze metodologii kalkulacji stawek opłat przesyłowych, ze wzgl du na bardzo du y ich udział w całkowitych kosztach

2

przedsi biorstwa sieciowego (około 80 ÷ 90 %). Taryfy powinny wi c zapewnia taki strumie wpływów, który wystarcza b dzie na uzyskanie zwrotu kosztów kapitału i kosztów operacyjnych, zwi zanych ze wiadczeniem usług przesyłowych (kosztów uzasadnionych). − Prostota i przejrzysto

Przejrzysto struktury opłat przesyłowych jest wprost proporcjonalna do jej zło ono ci. Jednak e, im struktura jest prostsza, tym łatwiej rozumiana jest przez u ytkowników sieci, co skutkuje wła ciwym reagowaniem na stymulacj poprzez taryf . Mo liwe jest budowanie przejrzystej struktury taryf bez dedykowania jej konkretnemu u ytkownikowi sieci, a jednocze nie zrozumiałej dla wszystkich. Sytuacja taka wyst pi równie wtedy, gdy u ytkownicy oboj tnie reaguj na stymulacj cenow lub j akceptuj . Zło ona struktura taryfy mo e zwi kszy koszt transakcji na rynku energii i równocze nie stanowi barier dla jego pocz tkuj cych uczestników [42].

− Uwarunkowania polityczne nie powinny stanowi bariery we wprowadzaniu optymalnej taryfy przesyłowej

Nale y by wiadomym, e wiele decyzji w sektorze elektroenergetycznym podejmowanych jest nie z powodów ekonomicznych, lecz politycznych. W wielu krajach wprowadzanie reform, czy liberalizacja rynków energii elektrycznej, odbywa si stopniowo lub jest celowo spowalniana ze wzgl du na konieczno unikania niepokojów społecznych, spowodowanych gwałtown zmian stawek opłat przesyłowych. Ten czynnik ma szczególne znaczenie w przypadku krajów, w których sektor wytwórczy jest przestarzały, skoncentrowany organizacyjnie i oparty na paliwie kopalnianym jako podstawowym ródle energii, lub te w których opłaty przesyłowe przeznaczone dla jednych u ytkowników sieci s czynnikiem subsydiuj cym drugich. Tak jest w krajach, w których wyst puje centralne sterowane procesem kreowania taryf.

Prace [24, 36, 74, 95] pozwoliły wskaza i rozwin kolejne zadania, jakie powinna spełnia taryfa przesyłowa:

− Zapewnienie równych i wolnych od dyskryminacji warunków wiadczenia usług. Zainteresowane strony, spełniaj ce okre lone wymagania, powinny mie zapewniony niedyskryminacyjny dost p do sieci. Zasady kształtowania taryf i kalkulacji stawek opłat powinny by jednakowe dla wszystkich podmiotów korzystaj cych z usług przesyłowych. − Uniwersalno . Zmienne warunki, w jakich funkcjonuje taryfa, wymuszaj elastyczno

w ich projektowaniu, która zwi zana jest z wprowadzeniem nowych form transakcji na rynku energii. Istotne jest, aby poziom cen rednich kształtowany przez taryf był stabilny w okre lonym przedziale czasowym. Administrowanie i fakturowanie transakcji powinno by jak najprostsze.

− Odzwierciedlenie technicznych uwarunkowa pracy sieci. Wysoko opłaty przesyłowej, wnoszonej przez odbiorc usług przesyłowych, powinna wynika z lokalizacji, warunków dostawy energii oraz stopnia wykorzystania sieci przez odbiorc energii. Opłaty płacone przez poszczególnych odbiorców powinny zatem odpowiada faktycznie ponoszonym kosztom wiadczonych na ich rzecz usług.

− Zapewnienie efektywnego wykorzystania układów przesyłowych przez podmioty na rynku energii. Ceny powinny sprzyja :

• efektywnemu wiadczeniu usług elektroenergetycznych, ł cznie z wła ciwym wykorzystaniem potencjału wytwórczego i prac dyspozycji mocy, z wykorzystaniem obiektów przesyłowych oraz inwestowaniem w obszarze wytwórczym i przesyłowym, przy czym szczególnie dotyczy to wła ciwej ich lokalizacji,

• efektywnemu korzystaniu z usług elektroenergetycznych, ł cznie z po danymi decyzjami lokacyjnymi wielkich odbiorców energii,

• niezawodnej i bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego.

Niektóre z powy szych celów taryf s sprzeczne i dlatego projektanci taryf przesyłowych powinni ustali priorytety, które b d realizowane w pierwszej kolejno ci. W ustaleniu takich priorytetów pomaga przeprowadzenie szeregu analiz techniczno-ekonomicznych. Realizacja dwóch ostatnich celów mo liwa jest jedynie poprzez zastosowanie narz dzi z obszaru analiz sieciowych, takich jak: rozpływów mocy, równowagi dynamicznej, czy zwar .

2.3. Redystrybucja kosztów ogólnosystemowych poprzez taryf przesyłow

Specyfika towaru, jakim jest energia elektryczna, konieczno tworzenia mechanizmów pozwalaj cych minimalizowa koszty zakupu i przesyłu tej energii oraz realizacja wiatowych programów zmierzaj cych do ochrony rodowiska naturalnego generuje koszty, które trudno przypisa do podstawowej działalno ci przedsi biorstw elektroenergetycznych. Koszty te nazwano kosztami ogólnosystemowymi, czyli wspólnymi dla całego systemu elektroenergetycznego i dotycz cymi wszystkich u ytkowników sieci. Przyj tym rozwi zaniem w wielu krajach (np. w Belgii, Niemczech) stała si redystrybucja tych kosztów poprzez opłat przesyłow , wi c j bezpo rednio z energi dostarczan odbiorcom ko cowym. Spraw niezmiernie istotn stał si sposób alokacji tych kosztów na poszczególnych u ytkowników sieci, adekwatnie do stopnia ich partycypacji. W Polsce, zarówno metodyka, sposób przenoszenia kosztów, jak i ich poziom ulegały do cz stym i gwałtownym zmianom, prowadz c do polepszenia si kondycji ekonomicznej jednych przedsi biorstw kosztem drugich, dla których nowe rozwi zania były bardziej korzystne. W [76] przyj to zasad podziału u ytkowników na cztery grupy odbiorców ko cowych: − takich, którzy ponad 50% zu ywanej na własne potrzeby energii elektrycznej produkuj

we własnych ródłach (tzw. autoproducetów);

− przył czonych do sieci, w której roczny pobór przez nich energii nie przekracza 2,5 TWh, a wymiana energii elektrycznej z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym (KSE) nie przekracza 5 % całkowitego poboru tej energii, za sie zarz dzana jest przez jednego operatora (tzw. małe wydzielone systemy);

− zu ywaj cych nie mniej ni 500 GWh energii elektrycznej, z wykorzystaniem nie mniej ni 50% mocy przył czeniowej, dla których koszt energii elektrycznej stanowi nie mniej ni 20% kosztów produkcji (tzw. odbiorcy specjalni);

− pozostałych odbiorców ko cowych w KSE.

Powy szy podział wprawdzie jest zgodny z Dyrektyw Unii Europejskiej [16], jednak e definicje stały si polsk ich odmian , która nie uwzgl dnia specyfiki i dotychczasowych zasad rozlicze z tymi grupami odbiorców. W efekcie zgłaszanych protestów przez grup odbiorców, b d cych autoproducentami, nast piła zmiana stanowiska Urz du Regulacji Energetyki i przyj cie rozwi zania, powoduj cego jak najmniejsze negatywne skutki obowi zuj cego prawa w tym zakresie. Zaistniała sytuacja była kolejnym przykładem braku analizy ekonomicznej wpływu wprowadzanych rozwi za taryfowych na podmioty, których one bezpo rednio dotycz . Specyfika powy szych grup odbiorców została wykorzystana w zró nicowaniu opłaty systemowej, która jest dominuj c cz ci opłaty przesyłowej i ma bardzo du y wpływ na wysoko kosztu usługi przesyłowej

odbiorców „w małych wydzielonych systemach” i „autoproducentów”, które w praktyce nie funkcjonowały, a budziły szereg kontrowersji.

Rozporz dzenie [76] i nast pna jego nowelizacja [77] wyró niło równie trzy składniki opłaty systemowej: jako ciowy, rekompensuj cy i wyrównawczy, których specyfika została szerzej scharakteryzowana w podrozdziałach 2.3.1, 2.3.2 i 2.3.3. Ze wzgl du na brak zró nicowania poszczególnych składników z punktu widzenia ró nych czynników decyduj cych o ponoszonych opłatach (np. miejsca dostarczania, mocy przył czeniowej, mocy zainstalowanej ródeł własnych itp.) nie stosowano podziału na wy ej wymienione grupy odbiorców w faktycznych rozliczeniach opłaty systemowej. Jak si okazało, w przypadku niektórych grup odbiorców zasadne byłoby wprowadzenie tego zró nicowania. Autorzy rozwi zania wyra nie wskazali na specyfik opłaty systemowej, nie staraj c si rozwin mechanizmu stymulacji ekonomicznej najwi kszego elementu opłaty przesyłowej, buduj c wra enie obowi zkowego podatku obci aj cego ka d MWh energii zu ywanej przez odbiorc .

2.3.1. Składnik jako ciowy

Realizacja przez przedsi biorstwa sieciowe zada , zwi zanych z utrzymaniem parametrów jako ciowych energii elektrycznej na wymaganym poziomie, wi e si z zapewnieniem dostaw regulacyjnych usług systemowych (RUS). Zakup tych usług poci ga za sob powstanie dodatkowych kosztów. Koszty te rekompensowane s poprzez przychody wynikaj ce ze składnika jako ciowego opłaty systemowej i stanowi cego jeden z elementów taryfy przesyłowej. Regulacyjne usługi systemowe obejmuj nast puj ce pozycje:

− rezerwy mocy w elektrowniach cieplnych (rezerwa sekundowa w ramach regulacji pierwotnej, minutowa w ramach regulacji wtórnej, godzinowa, odtworzeniowa),

− rezerwy mocy w elektrowniach wodnych (minutowa w ramach regulacji wtórnej, godzinowa),

− praca elektrowni cieplnych kondensacyjnych z zani eniem generacji lub z przeci eniem, − praca elektrociepłowni w układzie kondensacyjnym,

− usługi regulacji rozpływu mocy biernej i napi cia w w złach wytwórczych (regulacja napi cia i mocy biernej, praca kompensatorowa hydrozespołów),

− usługi gotowo ci do udziału w odbudowie zasilania w KSE (zdolno do samostartu, zdolno do pracy w układach wydzielonych).

W składniku jako ciowym, oprócz RUS, uwzgl dnia si równie koszty ogranicze , na które składaj si :

− koszty utrzymania dyspozycyjno ci jednostek wytwórczych, których praca jest wymuszona wzgl dami sieciowymi (zakupywane przez OSP w kontraktach bezpo rednich i na rynku bilansuj cym),

− koszty zakupu energii produkowanej w elektrowniach szczytowo-pompowych.

Powy sze koszty w przewa aj cej wi kszo ci zwi zane s z mechanizmami funkcjonowania rynku bilansuj cego, wobec czego zasady kreowania ceny w tym segmencie rynku maj bezpo redni wpływ na wysoko tych kosztów. Fakt ten nasuwa nast puj ce pytania:

• Dlaczego koszty składnika jako ciowego nie s powi zane z miejscem, w którym powstaj ?

• Dlaczego uczestnicy rynku bilansuj cego, generuj cy wi ksze koszty, nie s obci ani adekwatnie do stopnia ich udziału w kosztach?

Przyj te w Polsce rozwi zanie charakteryzuje kraje, w których nie funkcjonuje rynek bilansuj cy (np. Dania, Belgia, Holandia), za w tych krajach, gdzie ma to miejsce (np. Wielkiej Brytanii, Szwecji, Norwegii, Finlandii) koszty RUS i ogranicze przenoszone s przez cen generowan na tym rynku. W ostatnim okresie analiza relacji pomi dzy cenami i kosztami przez nie przenoszonymi, na rynku typu pool (nazwa technicznego rynku energii elektrycznej) w Wielkiej Brytanii, wywołała krytyk rozwi za , w których koszty ogranicze traktowane s jako koszty przenoszone [2, 40]. Taki sposób alokacji kosztów nie stymuluje operatorów sieciowych do ich ograniczania.

Przeprowadzone rozwa ania wskazuj na potrzeb zaliczenia omawianych kosztów do kosztów bezpo rednich przedsi biorstwa, w celu poddania ich procesowi regulacji, tak jak np. kosztów stałych, co mogłoby prowadzi do poprawy efektywno ci przedsi biorstwa w tym zakresie. Takie rozwi zanie wydaje si by słusznym, gdy działa w interesie u ytkowników sieci elektroenergetycznej oraz samego przedsi biorstwa energetycznego, zmuszaj c je do intensyfikacji działa w kierunku eliminowania kosztów pracy wymuszonej jednostek wytwórczych, powodowanych wzgl dami sieciowymi.

Obci enia w zakresie RUS wi si z zakupem tych usług na rynku bilansuj cym, dokonywanym przez operatora systemu przesyłowego. Mo liwe tutaj jest jeszcze inne rozwi zanie polegaj ce na przeniesieniu obowi zku zakupu usług regulacyjnych równie na poszczególnych operatorów systemów dystrybucyjnych, proporcjonalnie do ł cznego zapotrzebowania odbiorców przył czonych do ich sieci. Na tak mo liwo zakupu usług systemowych, szczególnie w zakresie rezerw mocy czynnej, wskazano w pracy [34]. Rozwi zanie to pozwoliłoby stworzy odpowiedni rynek kontraktów, zapewniaj cy stabilizacj poziomu cen w krótkim i rednim terminie, a jednocze nie stymulowałoby zabezpieczenie tych usług w przyszło ci. W ten sposób zwi kszyłaby si rola tzw. rynków lokalnych w kreowaniu rynku usług systemowych.

2.3.2. Składnik rekompensuj cy

Akt wykonawczy [70] oraz jego nowelizacja [71] do Ustawy [63] nało ył na przedsi biorstwa energetyczne obowi zek zakupu energii ze ródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz produkowanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła w elektrociepłowniach (EC). Ze wzgl du na mo liwo wyst pienia znacz co zró nicowanego poziomu kosztów zakupu energii przez poszczególne przedsi biorstwa dystrybucyjne, szczególnie w zakresie energii wytwarzanej w EC, rozporz dzenie [76] wprowadziło mechanizm, który pozwala rekompensowa tym przedsi biorstwom zwi kszone koszty zakupu energii elektrycznej. Rekompensata ta nast puje poprzez zwrot kwoty, b d cej iloczynem ilo ci energii kupionej od EC i ró nicy taryfowej ceny energii sprzedawanej przez EC oraz redniej ceny rynkowej, ustalanej przez URE. Koszt ten operator systemu przesyłowego przenosi przez stawk opłaty systemowej w składniku rekompensuj cym.

Wprowadzenie takiego obowi zku ujawniło brak szeregu szczegółowych rozwi za precyzuj cych stosowanie jednolitej metody podziału kosztów pomi dzy wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła, post powania w przypadku zani enia planów ilo ci produkowanej energii elektrycznej oraz stosowania rekompensat dla przedsi biorstw obrotu, które kupuj energi elektryczn wytwarzan w skojarzeniu. Funkcjonuj cy mechanizm wykazał daleko id c ingerencj URE w rozwi zywanie szeregu spornych przypadków, co wiadczy o jego wadach. Próby godzenia interesów konsumentów i producentów energii elektrycznej przez URE zwykle prowadz do stosowania rozwi za działaj cych na szkod tych drugich.

2.3.3. Składnik wyrównawczy

Powa nym ograniczeniem dla funkcjonowania rynku energii w Polsce s kontrakty długoterminowe (KDT), zawarte przez PSE SA w latach 1993-1998 r. Mechanizm kalkulacji i stosowania cen taryfy hurtowej, pozwalaj cy przenie skutki finansowe tych kontraktów na odbiorców, wpłyn ł na faktyczny stopie otwarcia rynku energii. Harmonogram uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych [68] i jego aktualizacja [69] w warunkach funkcjonowania zasady obowi zkowego zakupu tzw. minimalnych ilo ci energii elektrycznej po cenach wynikaj cych z taryfy hurtowej, stał si fikcj , wymuszaj c konieczno implementacji takiego rozwi zania, które pozwoliłoby zrealizowa faktyczny stopie otwarcia rynku energii. W zwi zku z tym opracowano system opłat kompensacyjnych, którego celem miało by uwolnienie energii obj tej kontraktami długoterminowymi i poddanie jej mechanizmom rynkowym. Warunkiem koniecznym powodzenia całej operacji była konwersja tych kontraktów na kontrakty finansowe, co w praktyce nie spotkało si ze zrozumieniem instytucji finansowych, które były stron umów. Rozwi zanie okre lone w rozporz dzeniu [76] i podtrzymane w jego nowelizacji [77], polegaj ce na wyrównaniu wytwórcom posiadaj cym KDT skutków ich uczestnictwa w rynku i oczekiwa , wynikaj cych z tych kontraktów, niestety w praktyce nigdy nie zadziałało. Efektem ubocznym tego mechanizmu, bardzo negatywnym, stało si przenoszenie przez ten składnik znacznych kosztów pochodz cych z taryfy hurtowej, które spowodowało zwi zanie opłaty przesyłowej z hurtow cen energii, prowadz c tym samym do jej subsydiowania opłat przesyłow . Równie w tym przypadku brak szczegółowych rozwi za zaowocował wypaczeniem słusznej idei oraz doprowadził do powstania niezamierzonych zjawisk w obszarze cenotwórstwa usług przesyłowych.

2.4. Rola taryfy przesyłowej na rynku energii

Wraz z powstaniem rynku energii, taryfa przesyłowa stała si naturalnym elementem towarzysz cym rozwojowi konkurencji. Zwi kszanie si kosztów przenoszonych przez stawki opłat przesyłowych spowodowało zwrócenie wi kszej uwagi na to ogniwo ła cucha cenotwórstwa energii. Bezpo rednio wpływa ono bowiem na ekonomiczn opłacalno transakcji bilateralnych. Rola taryfy przesyłowej stała si bardziej istotna dla uczestników rynku energii wtedy, gdy jednostkowy koszt przesyłu zale ał od lokalizacji dostawcy i odbiorcy. Spraw niebagateln okazało si zawarcie kontraktu bez uprzedniego sprawdzenia, jaka opłata przesyłowa b dzie si z nim wi zała. W sytuacji, gdy wysoko opłaty przesyłowej poszczególnych uczestników rynku energii nie wynika w sposób proporcjonalny z mocy lub energii, ten stan rzeczy spotyka si z ich dezaprobat , wskazuj c na hamowanie dynamiki wzrostu transakcji, ograniczaj c przez to swobod wyboru dostawcy szczególnie wtedy, gdy w gr wchodzi europejski rynek energii. Ten sposób patrzenia na taryf przesyłow wynika z traktowania energii elektrycznej jako wirtualnego towaru, oderwanego od realiów jego technologicznego wytwarzania i przesyłu, którym nie rz dz prawa ekonomii, lecz prawa fizyki. Ka de rozwi zanie taryfy przesyłowej, uwzgl dniaj ce ograniczenia w przesyle energii elektrycznej, wi e si ze zró nicowaniem opłaty przesyłowej w zale no ci od zawieranej transakcji. Podj cie decyzji o zawarciu wła ciwej transakcji zakupu-sprzeda y energii, w warunkach wyst powania ogranicze przesyłowych, przy braku zrozumienia zjawisk zachodz cych w procesie przesyłu energii, mo e by niezmiernie trudne [30]. W tej sytuacji opłata przesyłowa staje si elementem znacz co wpływaj cym na konkurencyjno energii elektrycznej, jednocze nie zapewniaj cym bezpieczn i efektywn ekonomicznie prac sieci elektroenergetycznej, a tak e stymuluj cym

uczestników rynku energii do zawierania transakcji realnych z punktu widzenia technicznej ich realizacji.

Agregacja w złów sieci elektroenergetycznej w obszary z ograniczeniami przesyłowymi powoduje, e uczestnikom rynku trudniej jest podejmowa decyzje o zakupie energii. Cz sto obszar cenowy nie jest zgodny z miejscem powstawania kosztów kreowanych przez rynek, co prowadzi do fikcyjnego wra enia budowy prostszych struktur konkurencyjnego rynku energii. W tych przypadkach koszt ogranicze przesyłowych mo e by bardzo du y, za jego niewła ciwa alokacja mo e prowadzi do zaburze w funkcjonowaniu rynku energii, a nie jest to spowodowane wył cznie problemami technicznymi. Z perspektywy instytucji projektuj cych rynek energii, odpowied uczestników rynku na sygnały emitowane przez ceny jest najwi ksz warto ci . W warunkach, kiedy stawki opłat bardzo dobrze odzwierciedlaj kondycj pracy sieci, uczestnicy rynku mog mie wi cej mo liwo ci w sposobie wykorzystania systemu przesyłowego. Je eli tak nie jest, powinien by zastosowany szereg ogranicze , których celem jest zachowanie niezawodnej pracy sieci elektroenergetycznej. Elastyczno zachowa uczestników rynku energii i mo liwo dokonywania przez nich wyboru dostawcy i odbiorcy wymaga stosowania stawek opłat, które stymulowałyby odpowiednie reakcje. W przeciwnym wypadku konieczne jest ograniczanie elastyczno ci post powania przez ró ne podmioty rynku energii.

Prawidłowa alokacja kosztów w poszczególnych w złach sieci elektroenergetycznej jest wi c naturaln konsekwencj ekonomicznych podstaw konkurencyjnego rynku energii. W warunkach cz sto wyst puj cych ogranicze przesyłowych, powszechnie wyra any jest pogl d, e w złowe opłaty przesyłowe s zbyt zło one, a ich agregacja w jeden obszar cenowy pozwoli uzyska ten sam przychód pokrywaj cy wszystkie koszty. Pogl d ten głosz ci uczestnicy rynku energii, którzy nie rozumiej specyfiki towaru, jakim jest energia elektryczna.

W złowe opłaty przesyłowe emituj wła ciwe sygnały do uczestników rynku energii, dotycz ce na przykład kondycji sieci, tym samym stanowi podstaw do podejmowania słusznych decyzji podczas zawierania transakcji. Zapewniaj one informacj o technicznej realizacji kontraktu oraz pozwalaj minimalizowa koszty zwi zane z ograniczeniami przesyłowymi. Mechanizm ten w sposób bardziej efektywny dyscyplinuje uczestników rynku, wymusza poszukiwanie coraz to innych mo liwo ci redukcji opłat przesyłowych, a jednocze nie kształtuje wiadomo wpływu na koszty funkcjonowania i techniczne warunki pracy sieci elektroenergetycznej, poprzez ich post powanie na rynku energii. Na tej podstawie budowane s rozwi zania taryf przesyłowych, które wi zapotrzebowanie na usług przesyłow oraz techniczne i ekonomiczne skutki, wynikaj ce z realizacji kontraktu. Przykładem kraju, w którym takie rozwi zanie zdało egzamin, jest USA. W złowe taryfy przesyłowe uwzgl dniaj ce ograniczenia przesyłowe, stosowane u trzech operatorów stanowych Pennsylvania, New Jersey i Maryland (PJM Inc.), nie doprowadziły do wyst pienia zjawisk, które zadecydowały o kryzysie kalifornijskim. Ten mechanizm taryfy przesyłowej pozwala u ytkownikowi na wybór ekonomicznie uzasadnionej drogi przesyłu, której koszt uwzgl dnia techniczne uwarunkowania pracy sieci, ł cznie z mo liwymi skutkami w postaci ogranicze przesyłowych spowodowanych mi dzy innymi realizacj jego transakcji. Rozwi zanie to wprowadza naturalne sprz enie zwrotne mi dzy decyzjami uczestników rynku, dotycz cymi zawieranych transakcji, a poziomem kosztu usług przesyłowych.

Bardzo interesuj cym rozwi zaniem jest aukcja usług przesyłowych na poł czeniach mi dzysystemowych lub obszarach, pomi dzy którymi wyst puj ograniczenia przesyłowe. Uczestnicy aukcji zgłaszaj zapotrzebowanie na przesył mocy, okre laj c jednocze nie ofert

cenow . System ten jest bardzo popularny w Unii Europejskiej (UE) i ma wielu zwolenników na wiecie [1, 12, 64, 73, 78]. Tego typu mechanizm wprowadził konkurencj w zakresie wiadczenia usług przesyłowych, czyli w tej cz ci działalno ci sektora elektroenergetycznego, która uwa ana jest za monopol naturalny.

Tak wi c dezagregacja usług przesyłowych lepiej odzwierciedla warunki techniczne pracy sieci elektroenergetycznej i jej ekonomicznego wykorzystania. W praktyce stosowane s ró norodne rozwi zania taryf przesyłowych, pełni cych rol czynnika reguluj cego zachowania podmiotów na rynku energii elektrycznej.

2.5. Struktura taryfy przesyłowej stosowanej w Polsce wła ciwie realizuj ca funkcje i zadania

Zasady kształtowania struktury taryfy przesyłowej w Polsce regulowane s przez rozporz dzenie [77]. Analiza poddanych w nim rozwi za , na tle ogólnych zalece i zapisów zawartych w Ustawie Prawo Energetyczne (Art. 45, ust. 1 [63]), wskazuje na wzajemn sprzeczno tych aktów prawnych, cho by w zakresie konieczno ci spełniania wymogu eliminowania subsydiowania skro nego w taryfach. Przytoczony wymóg w §3, ust. 3 rozporz dzenia [77], nie ma swojego odzwierciedlenia w szczegółowych rozwi zaniach kalkulacji poszczególnych stawek opłat przesyłowych. Konstrukcja stawek opłat przesyłowych oraz zakres przenoszonych przez nie kosztów wskazuje na chaotyczn struktur pozbawion konsekwencji. Zmiany zawarte w nowym rozporz dzeniu taryfowym, oceniane s przez wielu ekspertów i w publikacjach, np. [65, 66], jako krok wstecz. Publikacja [90] szerzej charakteryzuje polsk histori działa w zakresie rozwi za taryf przesyłowych i skutków z nich wynikaj cych.

W celu zobrazowania nieprawidłowo ci rozwi za w rozdziale 2.5.1 przedstawiono struktur opłat taryfy przesyłowej, wynikaj c z obecnych regulacji prawnych, za w 2.5.2 now propozycj , która jest wynikiem szeregu analiz i przemy le autora. Powinna ona lepiej realizowa funkcje i zadania, jakie przypisuje si taryfie przesyłowej, a które przedstawiono w rozdz. 2.2.

2.5.1. Ocena dotychczasowych rozwi za taryf przesyłowych

Analiza obecnych regulacji prawnych, dotycz cych taryf przesyłowych, zwraca uwag na fakt, e przede wszystkim przypisuje si im rol zapewnienia odpowiedniego poziomu przychodów, czyli takich, które pokryj uzasadnione koszty działalno ci przedsi biorstwa sieciowego. W tych warunkach trudno oczekiwa partycypacji firm zajmuj cych si działalno ci przesyłow i dystrybucyjn w ryzyku, zwi zanym z t działalno ci , a wi c dzielenia si tym ryzykiem z innymi uczestnikami rynku energii elektrycznej. Brakuje wyra nego sprz enia zwrotnego pomi dzy przychodami za wiadczenie usługi przesyłowej, jakie zapewniaj stosowane taryfy, a funkcjonowaniem rynku (podejmowaniem decyzji przez uczestników rynku). Oczywi cie okres obserwacji zjawisk rynkowych jest jeszcze bardzo krótki. Z drugiej jednak strony zbyt cz ste wprowadzanie gł bokich zmian w strukturze wewn trznej taryf znacznie utrudnia dokładn analiz i ocen funkcjonowania rozwa anych taryf. Natomiast podmiotom korzystaj cym z usługi przesyłowej cz ste zmiany utrudniaj ich zrozumienie, a w efekcie zareagowanie na sygnały emitowane przez taryf .

Zgodnie z obowi zuj cym rozporz dzeniem [77], przedsi biorstwa energetyczne, zajmuj ce si przesyłaniem i dystrybucj energii elektrycznej, zobowi zane s do kalkulacji nast puj cych podstawowych stawek opłat (§7 ust. 2 rozporz dzenia [77]):

− za usługi przesyłowe, − abonamentowych.

Opłaty za usługi przesyłowe zawieraj nast puj ce stawki: − sieciow , składaj c si ze składnika stałego i zmiennego,

− systemow , obejmuj c składnik jako ciowy, rekompensuj cy i wyrównawczy, − rozliczeniowe.

Aktualn struktur taryfy za usług przesyłow przedstawiono na rys. 2.1.

Rys. 2.1. Struktura taryfy za usług wiadczon przez przedsi biorstwa energetyczne zajmuj ce si przesyłaniem i dystrybucj energii elektrycznej – stan obecny

Nowelizacja Ustawy [63] wprowadziła zaskakuj c zmian w zakresie ponoszenia kosztów za przył czenie do sieci elektroenergetycznej przez odbiorc w wysoko ci ¼ całkowitych nakładów inwestycyjnych, pod warunkiem, e inwestycja znajduje si w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego. Tak funkcjonuj ce rozwi zanie prawne nie ma precedensu w adnym kraju i ju z natury rzeczy nie stymuluje do podejmowania racjonalnych decyzji w zakresie miejsca przył czenia i parametrów