Podstawowym celem funkcjonowania rynku bilansującego jest bieżące bilansowanie zapotrzebowania na energię elektryczną z generacją przy zapewnieniu odpowiednich parametrów jakościowych i niezawodnościowych dostaw energii.

 news   


31 stycznia 2024

 

16 stycznia 2024



12 października 2023

Harmonogram wdrożenia Warunków Dotyczących Bilansowania

 

27 września 2023 

Decyzja Prezesa URE zatwierdzająca WDB, DRR.WRE.744.17.2023.ŁW

Komunikat

Termin wejścia w życie zmian w WDB 14 czerwca 2024 r.
 

30 czerwca 2023

Komunikat OSP dotyczący wystąpienia do Prezesa URE o zatwierdzenie Warunków Dotyczących Bilansowania

Cel ten jest osiągany poprzez realizację działań bilansujących i dostosowawczych, polegających na zawieraniu przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP - w Polsce PSE S.A.) odpowiednich transakcji handlowych z uczestnikami rynku, których konsekwencją jest zmiana zgłaszanych przez tych uczestników grafików dostaw energii. Modyfikacje przedmiotowych grafików w celu zbilansowania zapotrzebowania na energię elektryczną z generacją oraz usuwania ograniczeń są działaniami prowadzonymi w skali całego Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Koszty ponoszone przez operatora w obszarze rynku bilansującego podlegają analizie w procesie monitorowania zarządzania ograniczeniami systemowymi.

Rynek bilansujący umożliwia domknięcie krajowego bilansu energii w systemie elektroenergetycznym (Sprawozdanie PSE S.A. dotyczące bilansowania na podstawie art. 60 Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania, Edycja 2020 za okres 2018-2019).

Prezes URE wskazuje, iż rynek bilansujący jest tzw. rynkiem technicznym (czyli nie jest miejscem handlu energią), jego celem jest fizyczna realizacja zawartych przez uczestników umów kupna/sprzedaży energii i bilansowanie w czasie rzeczywistym zapotrzebowania na energię elektryczną z jej produkcją w KSE (zobacz np. Informacja URE z 1 grudnia 2020 r.).

Stwierdzenie URE, że "rynek bilansujący nie jest miejscem handlu energią" wymaga jednak wskazania zakresu odniesienia, gdyż np. niektóre prezentacje ACER w obszarze REMIT wyraźnie precyzują, że jednak jest: "balancing markets are considered as wholesale energy product trading markets" zobacz np. materiał z konferencji ACER w 2021 r., s. 8).

Uczestnicy rynku bilansującego posiadają możliwość zakupu lub sprzedaży energii elektrycznej w celu zbilansowania własnej pozycj gdy ilość zakontraktowanej energii elektrycznej na rynku giełdowym lub na rynku kontraktów bilateralnych jest zbyt mała lub zbyt duża w stosunku do zapotrzebowania. Jednak należy mieć na uwadze, iż ceny na rynku bilansującym mogą przyjmować wartości od -50000 zł/MWh do 50000 zł/MWh, co oznacza, że w przypadku pozostania z otwartą pozycją kontraktową na tym rynku koszt bilansowania danego uczestnika może być bardzo wysoki. Ponadto, jak podkreśla OSP, "kontraktacja na rynkach wcześniejszych przyczynia się do bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców w związku z zakontraktowaniem z wyprzedzeniem mocy wymaganych do pokrycia ich zapotrzebowania" (Raport z procesu konsultacji społecznych Projektu Zmian nr 1/2020 Warunków Dotyczących Bilansowania, Informacja o zgłoszonych przez użytkowników systemu uwagach oraz sposobie ich uwzględnienia, PSE S.A., 7 września 2020 r., s. 9 - 12). Ze względu na powyższe, strategie kontraktacji oparte na zakupie bądź sprzedaży energii na rynku bilansującym wg OSP "nie są strategiami poprawnymi". 

quote   

 
Rola rynku bilansującego powinna sprowadzać się przede wszystkim do bilansowania zdarzeń, które nie mogą być przewidziane i odpowiednio zarządzone przez uczestników rynku na rynkach wcześniejszych.

Raport z procesu konsultacji społecznych projektu Warunków Dotyczących Bilansowania, Informacja o zgłoszonych przez użytkowników system uwagach oraz sposobie ich uwzględnienia, PSE S.A., 28 czerwca 2023 r., s. 166

Także opublikowany przez PSE S.A. w dniu 28 czerwca 2023 r. Raport z procesu konsultacji społecznych projektu Warunków Dotyczących Bilansowania, Informacja o zgłoszonych przez użytkowników system uwagach oraz sposobie ich uwzględnienia wskazuje (s. 166): „Uczestnicy rynku powinni zawierać transakcje handlowe sprzedaży lub zakupu energii elektrycznej na hurtowym rynku energii elektrycznej, które odpowiadają planowanemu wytwarzaniu lub zapotrzebowaniu na energię elektryczną. Zawarte transakcje powinny uwzględniać techniczne uwarunkowania jednostek wytwórczych je realizujących. Wchodzenie na RB (rynek bilansujący - przyp. mój) z otwartą pozycją kontraktową czy też zawieranie transakcji handlowych, które nie mogą być techniczne zrealizowane, nie są strategiami pożądanymi. Rola rynku bilansującego powinna sprowadzać się przede wszystkim do bilansowania zdarzeń, które nie mogą być przewidziane i odpowiednio zarządzone przez uczestników rynku na rynkach wcześniejszych”.

Rynek bilansujący w Polsce obejmuje swoim działaniem sieć przesyłową o napięciach 400 kV i 220 kV, punkty przyłączenia wytwórców posiadających jednostki centralnie dysponowane do sieci rozdzielczej o napięciu 110 kV oraz punkty w sieci dystrybucyjnej, do której przyłączone są sterowalne odbiory energii. 

Do uczestników rynku bilansującego zalicza się:

 

                 A7236965 3186 423A B4E4 08E49F40A099   

 

 

Podstawowe zadania POB i DUB na rynku bilansującym

 

Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie (POB) 

  • Posiada jednostki bilansowe (JB)  
  • Zgłasza umowy sprzedaży energii (USE) dla JB  
  • Odpowiada za niezbilansowanie JB – uczestniczy w rozliczeniu niezbilansowania JB na RB  

 

Dostawca usług bilansujących (DUB)  

  • Posiada jednostki grafikowe (JG)  
  • Zgłasza oferty portfolio na moce bilansujące (OPMB, bez podziału na JG)  
  • Zgłasza do OSP programy pracy (PP) dla każdej JG oraz przekazuje bieżące informacje ruchowe
  • Zgłasza oferty na energię bilansującą (OEB) dla każdej JG  
  • Zgłasza oferty na moce bilansujące (OMB) dla każdej JG  
  • Zgłasza oferty techniczne (OT) dla każdej JGW1  
  • Realizuje polecenia OSP stanowiące wykorzystanie usług bilansujących  
  • Uczestniczy w rozliczeniu usług bilansujących oraz rezerwy operacyjnej 

 

Spotkanie szkoleniowe - zmiany na rynku bilansującym, 10 stycznia 2024 roku, PSE S.A.

 

Prawidłowe funkcjonowanie rynku bilansującego jest możliwe dzięki pozyskiwaniu przez PSE S.A. informacji o transakcjach zawartych na rynku giełdowym i bilateralnym oraz danych handlowych i technicznych dotyczących poszczególnych jednostek wytwórczych i odbiorczych zgłaszanych przez uczestników rynku bilansującego. Dane handlowe dotyczą zgłoszonych umów sprzedaży energii oraz ofert bilansujących, a dane techniczne przedstawiają charakterystyki uruchomienia i techniczne możliwości zmiany punktów pracy (rampa) poszczególnych jednostek. Zgłaszane do OSP umowy sprzedaży energii oraz oferty bilansujące są wykorzystywane przez OSP w procesie planowania i prowadzenia ruchu.

Zasady bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami w KSE określane są przez operatorów systemów (przesyłowego i dystrybucyjnego) i podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) w:

- Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Elektroenergetycznej (IRiESP) oraz 

- TCM (ang. Terms, Conditions and Methodologies) / Warunkach Dotyczących Bilansowania (WDB), wydanych na podstawie art. 18 Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Electricity Balancing Guideline - EBGL).

Na koniec 2014 r. w procesach rynku bilansującego uczestniczyło 119 podmiotów, w tym 17 wytwórców, 7 odbiorców końcowych, 7 odbiorców sieciowych, 80 przedsiębiorstw obrotu, 2 giełdy energii, 5 Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) oraz PSE S.A. jako OSP. Dane techniczno-handlowe były zgłaszane przez 45 operatorów rynku i dotyczyły 337 jednostek grafikowych (patrz: Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, Warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej i paliw gazowych oraz realizacja przez operatorów systemu elektroenergetycznego i gazowego planów rozwoju uwzględniających zaspokojenie obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną i paliwa gazowe, 26 czerwca 2015). Dane te długo były dość stabilne - Polski Plan Wdrażania z dnia 14 maja 2020 r. opracowany przez Ministerstwo Klimatu wskazuje, że na koniec 2018 r.:

- w procesach rynku bilansującego uczestniczyło 127 podmiotów, w tym 22 wytwórców, 9 odbiorców końcowych, 8 odbiorców sieciowych, 81 przedsiębiorstw obrotu, giełda energii, 5 OSD i OSP,

- dane techniczno-handlowe były zgłaszane przez 46 operatorów rynku i dotyczyły 352 jednostek grafikowych. 

Stan ten jednak w najbliższym czasie ulegnie zmianie - dotychczasowy stan prawny w rozporządzeniu systemowym przewidywał udział w rynku bilansującym głównie jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD), czyli jednostek dużych elektrowni systemowych, natomiast zmieniony od 2021 model rynku zakłada umożliwienie aktywnego udziału w rynku bilansującym strony popytowej (DSR), jednostek wytwórczych niepodlegających centralnemu dysponowaniu w rynku bilansującym (tzw. jednostki nJWCD) oraz magazynów energii elektrycznej. Jest to kluczowa okoliczność uwzględniając, iż udział w rynku bilansującym warunkuje również możliwość udziału w rynku usług systemowych.

W 2018 r. łączny wolumen energii bilansującej nieplanowanej odebranej z rynku bilansującego wyniósł 6,22 TWh, i był mniejszy o około 8% w porównaniu do roku poprzedniego (około 4% krajowego zużycia energii elektrycznej brutto). W 2018 r. łączny wolumen energii bilansującej nieplanowanej dostarczonej na rynek bilansujący wyniósł 9,51 TWh i był większy o 3,29 TWh od łącznego wolumenu energii elektrycznej odebranej z tego rynku.

Do wymiany, zbierania i przekazywania informacji handlowych na rynku energii w obszarze rynku bilansującego dedykowany jest specjalny system informatyczny PSE tj. system WIRE. Zgodnie z IRiESP system WIRE zapewnia wymianę informacji w zakresie: zgłoszeń umów sprzedaży oraz ofert bilansujących, zgłoszeń grafików wymiany międzysystemowej, planów koordynacyjnych oraz danych pomiarowych i pomiarowo - rozliczeniowych energii oraz danych rozliczeniowych. Szczegółowy zakres informacji handlowych wymienianych za pomocą systemu WIRE zamieszczono w IRiESP - Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi i TCM.

 

Definicje

Ustawa - Prawo energetyczne, art. 3: 

pkt 23a) bilansowanie systemu – działalność gospodarcza wykonywana przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji, polegająca na równoważeniu zapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię elektryczną z dostawami tych paliw lub energii

pkt 40) bilansowanie handlowe – zgłaszanie operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego przez podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez użytkowników systemu i prowadzenie z nimi rozliczeń różnicy rzeczywistej ilości dostarczonej albo pobranej energii elektrycznej i wielkości określonych w tych umowach dla każdego okresu rozliczeniowego 

pkt 41) centralny mechanizm bilansowania handlowego – prowadzony przez operatora systemu przesyłowego, w ramach bilansowania systemu, mechanizm rozliczeń podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe, z tytułu niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej oraz pobranej przez użytkowników systemu, dla których te podmioty prowadzą bilansowanie handlowe


 

Plan reform rynku bilansującego w Polsce

 

Poniżej zawarto listę reform rynku bilansującego z planem wdrożenia do 01.01.2021 r. w zakresie liter od a) do d), i do 01.01.2022 r. w zakresie litery e) - stosownie do Polskiego Planu Wdrażania z dnia 14 maja 2020 r. opracowanego przez Ministerstwo Klimatu:

a) ceny na rynku bilansującym będą wyznaczane jako cena krańcowa określona w art. 30 ust. 1 lit. a wytycznych w zakresie bilansowania (Electricity Balancing Guideline, EBGL, rozporządzenie Komisji 2017/2195), uwzględniając konieczne dostosowania zasad wyznaczania cen w związku z przyłączeniem do europejskich platform bilansujących. Powyższe pozostanie bez wpływu na możliwość zróżnicowania cen w polskiej strefie rynkowej w zależności od lokalizacji, poprzez zastosowanie w procesie kształtowania cen rozwiązania bazującego na pełnym modelu sieci przesyłowej. Jeżeli na rynku bilansującym będą stosowane techniczne limity cen, będą one uwzględniały minimalne i maksymalne ceny wyznaczane zgodnie z art. 30 ust. 2 wytycznych w zakresie bilansowania (Electricity Balancing Guideline);

b) Polska zaktualizuje limity cenowe stosowane na rynku bilansującym do limitów cenowych określonych na podstawie art. 32 ust. 2 EBGL, od daty kiedy te techniczne limity cenowe będą miały zastosowanie zgodnie z zaakceptowaną propozycją przygotowaną na podstawie art. 30 ust. 1 EBGL; 

c) wszyscy dostawcy usług bilansujących będą mieli prawo zmieniać swoje oferty Zintegrowanego Procesu Grafikowania, w zakresie w jakim będzie to możliwe, do czasu zamknięcia międzystrefowej bramki handlowej na rynku dnia bieżącego, zgodnie z art. 24 ust. 5 i art. 24 ust. 6 EBGL;

d) wszyscy uczestnicy rynku będą mogli składać lub zmieniać swoje oferty na rynku hurtowym co najmniej do momentu zamknięcia międzystrefowej bramki handlowej na rynku dnia bieżącego;

e) wprowadzony zostanie administracyjny mechanizm wyceny niedoboru mocy (ang. scarcity pricing mechanism), o którym mowa w art. 44 ust. 3 EBGL. Mechanizm zostanie zaprojektowany w sposób zapewniający dodatek cenowy do ceny energii na rynku bilansującym w funkcji wielkości rezerwy operacyjnej dostępnej w polskim systemie elektroenergetycznym. Dodatek cenowy będzie uwzględniony przy wyznaczaniu cen energii bilansującej oraz cen niezbilansowania. Dodatek cenowy będzie wyznaczany w oparciu o wskaźniki VoLL (wartość niedostarczonej energii, ang. Value of Lost Load) i LoLP (prawdopodobieństwo niedostarczenia energii do odbiorców, ang. Loss of Load Probability) przy uwzględnieniu, że w przypadku wyczerpania rezerw (tj. braku rezerw, które mogą być aktywowane przez OSP) ceny rozliczenia niezbilansowania będą nie niższe niż cena maksymalna ustalona zgodnie z art. 54 ust. 1 Rozporządzenia 2015/1222.

Powyższe pozostaje bez wpływu na stosowanie przez Polskę środków przeciwdziałających wykorzystywaniu siły rynkowej oraz strategicznym zachowaniom uczestników rynku.

Aby znacząco zmniejszyć częstotliwość stosowania ograniczeń alokacji, Polska zamierza zmienić zasady pozyskiwania mocy bilansujących (rezerw). W ramach reformy rynku bilansującego w Polsce, od 01.01.2022 r. moce bilansujące (rezerwy) będą pozyskiwane przed otwarciem bramki w ramach mechanizmu jednolitego łączenia rynków dnia następnego (SDAC).

 


Polski Plan Wdrażania, Ministerstwo Klimatu, 14 maja 2020 r.

 

"Polski OSP – PSE opracowuje obecnie kompleksową reformę polskiego rynku bilansującego („reforma RB”), która obejmuje m.in. efektywne kosztowo i oparte na zasadach rynkowych zakupy mocy bilansującej. Konsultacje publiczne nowego modelu rynku bilansującego rozpoczęły się w listopadzie 2019 r. Biorąc pod uwagę wymogi regulacyjne wynikające z nowych przepisów europejskich i poprzednich zobowiązań w zakresie reform rynku w Polsce, planowany termin wdrożenia reformy rynku bilansującego zaplanowano na początek 2021 r.

Uwzględniając obawy wyrażane przez polskich uczestników rynku dotyczące ich niemożności dotrzymania ambitnego harmonogramu projektu reformy RB w związku z obecną sytuacją pandemii COVID-19 oraz uwzględniając kumulację ważnych projektów rynkowych, których zakończenie jest planowane wnajbliższych miesiącach, a zatem rosnące ryzyko związane ze współzależnymi opóźnieniami, plan wdrożenia reformy RB w Polsce zostanie podzielony na etapy i przedłużony do końca 2021 r. Podział reformy RB na etapy, przedstawione poniżej, został określony na podstawie oceny możliwości wykonania poszczególnych prac przez PSE i uczestników rynku, dążąc jednocześnie do maksymalizacji zakresu wypełnienia regulacji prawnych i zobowiązań Polski wynikających z procesu notyfikacji polskiego rynku mocy, a także do maksymalizacji poprawy jakości mechanizmów rynku bilansującego, w tym sygnałów rynkowych generowanych przez rynek bilansujący:

 

Etap I – 2021 r.

 

Celem tego etapu jest maksymalne możliwe spełnienie wszystkich istotnych wymogów prawnych i regulacyjnych przy uwzględnieniu obecnych ograniczeń zewnętrznych, w tym między innymi:
• Umożliwienie aktywnego udziału strony popytowej (DSR) w rynku bilansującym;
• Umożliwienie aktywnego udziału jednostkom wytwórczym niepodlegającym centralnemu dysponowaniu w rynku bilansującym (tzw. jednostki nJWCD);
• Umożliwienie aktywnego udziału magazynów energii w rynku bilansującym;
• Umożliwienie aktualizacji ofert Zintegrowanego Procesu Planowania w maksymalnym możliwym zakresie do czasu zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego, z założeniem monitorowania uczestników rynku pod kątem potencjalnych nadużyć na rynku (wykorzystania siły rynkowej);
• Rezygnacja z następujących usług:
• Interwencyjna Rezerwa Zimna - IRZ;
• Operacyjna Rezerwa Mocy - ORM;
• Gwarantowany Program Interwencyjny DSR - Gwarantowany IP DSR;
• Praca Interwencyjna - PI
• Zmiana konwencji znaków na rynku bilansującym, dostosowanie polskiej konwencji znaków do wymagań rozporządzenia 2017/2195 (EBGL);
• Zmiana zasad ustalania cen niezbilansowania i rozliczeń w celu poprawy zachęt do bycia zbilansowanym poprzez ograniczenie możliwości arbitrażu między rynkiem hurtowym, a rynkiem bilansującym;
• Poprawa zasad wyceny i rozliczeń w zakresie zarządzania ograniczeniami (redysponowanie).

Wszystkie zmiany zawarte są w etapie I – 2021 r., i będą obowiązywać od 1.01.2021 r.

 

Etap II – 2022 r.

 

Celem tego etapu jest spełnienie wszystkich pozostałych adekwatnych wymogów prawnych i regulacyjnych, wprowadzenie zmian wspierających te wymagania oraz poprawa jakości mechanizmu rynku bilansującego, przewidzianych w planie reformy RB, w tym między innymi:
• Wdrożenie mechanizmu wyceny niedoboru mocy w celu zapewnienia zachęt do krótkoterminowej elastyczności i wysyłania odpowiednich sygnałów cenowych dla dostawców energii bilansującej;
• Wdrożenie nabywania mocy bilansującej odrębnie dla regulacji w górę i w dół, zgodnie z wymogami rozporządzenia 2019/943 i EBGL;
• Wdrożenie zmian w zasadach i procesach rynku bilansującego umożliwiających rozpoczęcie wdrażania europejskich platform energii bilansującej;
• Wdrożenie zaktualizowanych reguł planowania i rozliczeń dla dostawców usług bilansujących w celu zwiększenia efektywności działania nowych zasad rynku bilansującego.

Wszystkie zmiany zawarte w etapie II – 2022 r. i będą obowiązywać od 1.01.2022 r.

Ceny energii na rynku bilansującym oparte są na mechanizmie cen krańcowych, o którym mowa w art. 30 ust. 1 lit. a) EBGL. Takie podejście zostanie utrzymane w ramach reformy RB przy uwzględnieniu niezbędnych modyfikacji wynikających z przystąpienia w przyszłości do europejskich platform bilansowania. Obecnie Polska stosuje limity cenowe na rynku bilansującym nie niższe niż limity cenowe na rynku dnia bieżącego. Limity te zostaną dostosowane do limitów technicznych określonych zgodnie z art. 30 ust. 2 EBGL. Nastąpi to w ramach przyłączenia się Polski do europejskiej platformy bilansowania wymiany energii bilansującej zgodnie z zatwierdzoną metodyką opracowaną zgodnie z art. 30 ust. 1 EBGL.

Zgodnie z artykułem 16 (e) decyzji KE „Pomoc państwa nr SA.46100 (2017/N) – Polska – planowany polski mechanizm zdolności wytwórczych”, do 1 stycznia 2021 roku Polska powinna wdrożyć administracyjny mechanizm wyceny niedoboru mocy, o którym mowa w art. 44 ust. 3 EBGL. Koncepcja mechanizmu wyceny niedoboru mocy, która jest planowana do wdrożenia w Polsce, została opisana w dokumencie przedstawiającym reformę RB przekazanym do konsultacji w listopadzie 2019 r.

Przewidywany mechanizm wyceny niedobory mocy opisany w dokumencie dot. reformy RB będzie wyznaczał dodatek cenowy do cen energii na rynku bilansującym zmieniający się w funkcji wielkości rezerwy operacyjnej w polskim systemie. Dodatek cenowy zostanie uwzględniony przy wyznaczaniu cen energii bilansującej oraz cen niezbilansowania. Proponowany sposób wyznaczania dodatku cenowego jest oparty na wartości niedostarczonej energii (VoLL) oraz prawdopodobieństwie niedostarczenia energii elektrycznej (LoLP), przy uwzględnieniu, że w przypadku wyczerpania rezerw (tj. gdy nie ma już dostępnych rezerw, które mogą być aktywowane przez OSP) ceny rozliczenia niezbilansowania nie będą niższe niż cena maksymalna ustalona zgodnie z art. 54 ust. 1 rozporządzenia 2015/1222.
Implementacja mechanizmu wyceny niedoboru mocy została przewidziana w etapie II– 2022 r. reformy RB.

Poprawne funkcjonowanie mechanizmu wyceny niedoboru mocy jest wprost związane z innymi planowanymi zmianami, które zostaną wdrożone w ramach etapu II – 2022 r., stąd ich implementacja musi być zbieżna. Dotyczy to przede wszystkim wdrożenia zmian w procesie grafikowania i rynkowych zasad zakupu mocy bilansujących. Bez tych elementów mechanizm ustalania cen niedoboru mocy nie będzie odpowiednio odzwierciedlał równowagi podaży i popytu na rynku energii elektrycznej. W takich warunkach, mechanizm będzie generować błędne sygnały cenowe, które mogą być bardzo silne. W szczególności uczestnicy rynku będą narażeni na wysokie ceny wynikające z mechanizmu wyceny niedoboru mocy, np. w przypadku awarii, bez możliwości zabezpieczenia się poprzez utrzymanie odpowiedniej wielkości szybkich rezerw.

PSE jest członkiem formalnym i aktywnym uczestnikiem w projektach rozwoju europejskich platform bilansujących, których celem jest umożliwienie międzystrefowej wymiany energii bilansującej zgodnie z wytycznymi EBGL (projekty: MARI, PICASSO i TERRE). W przypadku projektów MARI iPICASSO Polska zamierza przyłączyć się do platform od dnia, kiedy te platformy zaczną funkcjonować. Zaś w przypadku projektu TERRE Polska zamierza przyłączyć się do platformy nie później niż od 15.01.2022 r.

Polska uważnie śledzi regionalne inicjatywy OSP dotyczące wspólnego pozyskiwania zasobów na potrzeby rezerwy utrzymania częstotliwości (FCR – frequency containment reserve). Do tej pory Polska nie miała problemów z dostępem do usługi FCR. Zgodnie z prawem, w Polsce istnieje wymóg, aby usługa ta była oferowana przez wszystkie centralnie dysponowane jednostki wytwórcze. Wymagany wolumen FCR jest dość niski, a odpowiadający jemu koszt jest umiarkowany. Dlatego też inne projekty mają wyższy priorytet, ponieważ z ich wdrożenia spodziewane są większe korzyści dla uczestników rynku i bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Obecnie Polska nie planuje przyłączyć się do regionalnych inicjatyw na rzecz pozyskiwania zasobów dla FCR."

 

Raport z procesu konsultacji społecznych Projektu Zmian nr 1/2020 Warunków Dotyczących Bilansowania, Informacja o zgłoszonych przez użytkowników systemu uwagach oraz sposobie ich uwzględnienia, PSE S.A., 7 września 2020 r., s. 9 - 12

Utrzymana zostanie publikacja cen informacyjnych CRO+ i CRO–.

Nie będą publikowane ceny informacyjne CROS+, CROS–, CROZ+ i CROZ– ze względu na ich zależność od stanu zakontraktowania w planie BPKD/BO.
...
Informacja o planowanym wdrożeniu zmian zasad wyznaczania cen CROS i CROZ była przedstawiana na spotkaniu informacyjnym w listopadzie 2019 r. oraz podtrzymywana w ramach wszystkich kolejnych spotkań informacyjnych dotyczących zmian na RB. Niezmienny jest też termin wprowadzenia zmiany – od 2021 roku, który został potwierdzony również w Polskim Planie Wdrażania. Celem wprowadzanego rozwiązania jest przede wszystkim stworzenie zachęt do poprawnej kontraktacji energii elektrycznej, w tym ograniczenie arbitrażu pomiędzy rynkiem dnia następnego i RB. W ramach wdrażanej zmiany nie wprowadza się rozchylenia wartości cen CROS i CROZ. Uzależnienie wartości tych cen od stanu zakontraktowania i ceny RCE przyczyni się do lepszego wynagrodzenia uczestników rynku, którzy przyczyniają się do zbilansowania systemu, i w konsekwencji do mniej korzystnego rozliczenia tych, którzy to niezbilansowanie powodują, przy czym za każdym razem jest to rozliczenie wg tej samej jednolitej ceny (CROS = CROZ). Już teraz uczestnicy rynku, w celu ograniczenia kosztów bilansowania, powinni zgłaszać zbilansowane pozycje na RB i nadążnie je korygować w wymagających tego przypadkach. Ceny RB mogą przyjmować wartości od -50000 zł/MWh do 50000 zł/MWh, co oznacza, że w przypadku pozostania z otwartą pozycją kontraktową na RB, koszt bilansowania danego uczestnika może być bardzo wysoki. Ponadto kontraktacja na rynkach wcześniejszych przyczynia się do bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców w związku z zakontraktowaniem z wyprzedzeniem mocy wymaganych do pokrycia ich zapotrzebowania.
Biorąc pod uwagę powyższe, OSP nie podziela przytoczonych w uwadze argumentów. Strategie kontraktacji oparte na zakupie bądź sprzedaży energii na RB, bo tylko w takich przypadkach wdrażana zmiana ma istotny wpływ na uczestników rynku, nie są strategiami poprawnymi. Dodatkowo zmiana ta jest wdrażana zgodnie z Polskim Planem Wdrażania. Ponadto wyjaśniamy, że przytoczone w uwadze 4%, zgodnie z Polskim Planem Wdrażania, odnosi się do energii bilansującej nieplanowanej odebranej z RB w 2018 r. (6,22 TWh), natomiast energia bilansująca nieplanowana dostarczona na RB wyniosła ok. 9,51 TWh, co stanowi ok. 6% krajowego zużycia energii elektrycznej brutto.

Stanowisko FOEEiG dotyczące zmian mechanizmu wyznaczania rozliczeniowej ceny CROh zawartych w punktach 4.3.1.3.4.4.7. oraz 4.3.1.3.4.4.8. w przedstawionym do konsultacji dokumencie zatytułowanym: „ZMIANY nr 1/2020 Warunków Dotyczących Bilansowania” z dnia 14 lipca 2020 r.

Wpływ proponowanych zmian na wzrost kosztów energii elektrycznej zużywanej przez odbiorców przemysłowych, w wyniku wzrost kosztów niezbilansowania. Cena za niezbilansowanie ma być wyznaczana dla uczestnika rynku jako jedna z dwóch cen: - rynkowej ceny energii RCE (notowanej na rynku dnia bieżącego TGE) oraz - ceny krańcowej na rynku bilansującym (CRO) wyznaczanej przez PSE na podstawie ofert niezbędnych do zbilansowania systemu elektroenergetycznego. Kosztem niezbilansowania odbiorca będzie obciążany niezależnie od tego, czy jego odchylenie będzie powiększać, czy też pomniejszać niezbilansowanie w KSE. Elementem decydującym o zastosowaniu wyższej lub niższej z w/w cen będzie poziom zakontraktowania odbiorów końcowych w ramach całego KSE. Proponowana zmiana wpłynie w mniejszym stopniu na działalność POB rozliczających niezbilansowanie wielu podmiotów, a będzie szczególnie dotkliwa dla dużych odbiorców energii pełniących funkcję POB na własne potrzeby. Jej skutkiem będzie w szczególności pogorszenie konkurencyjności przemysłowych odbiorców energii elektrycznej działających samodzielnie na rynku energii. Powiększy ona również koszty bilansowania KSE ponieważ niezależnie od kierunku własnego niezbilansowania odbiorca będzie karany (raz nieco większą, a raz mniejszą jego ceną), co skutecznie zniechęci odbiorców końcowych do bieżącego monitorowania sytuacji w KSE, oraz sterowania własnym poborem stosownie do jego potrzeb.
Proponowane zmiany zatrzymają również rozwój rozproszonej energetyki przemysłowej, w szczególności opartej o niestabilne źródła OZE (fotowoltaika i wiatraki). Drastyczny wzrost kosztów niezbilansowania z pewnością zniechęci dużych odbiorców przemysłowych do przyłączania takich źródeł bezpośrednio do własnych sieci elektroenergetycznych. Proponowane zmiany nie wpłyną na wzrost zainteresowania: - uczestnictwem w Rynku Mocy dużych odbiorców przemysłowych, dla których główną barierą jest i pozostanie w przyszłości nieokreślony czas i ilość przywołań do dostarczania zakontraktowanej mocy, co dla zakładów produkcyjnych wykorzystujących w pełni swoje zdolności produkcyjne stwarza olbrzymie ryzyko kontraktowe, Zmiany w zgłoszeniach Ofert Redukcji Obciążenia dla JGOa - aktywnym udziałem dużych odbiorców przemysłowych posiadających sterowane odbiory energii w RB oraz prawdopodobnie w interwencyjnej ofertowej redukcji poboru (oferowane warunki wykluczają możliwość ich skutecznego konkurowania ze źródłami wytwórczymi, w szczególność JWCD). POSTULATY FOEEiG 1. Odstąpić od obciążania kosztami niezbilansowania odbiorców, których kierunek niezbilansowania zmniejsza niezbilansowanie KSE. 2. Wprowadzić system umożliwiający odbiorcom końcowym monitorowanie niezbilansowania w KSE w czasie rzeczywistym (jego wielkości i kierunku), by umożliwić im podejmowanie świadomych decyzji i sterowanie własnym poborem tak, by:
- nie generować własnych kosztów niezbilansowania,
- zmniejszać niezbilansowanie w KSE.

Odpowiedź PSE

Zmiany Warunków wprowadzają mechanizm rozliczeń niezbilansowania JG uczestników rynku, w tym JG odbiorczych, uwzględniający kierunek niezbilansowania JG w stosunku do niezbilansowania całego KSE.

W rozliczeniu premiowane są przypadki, gdy JG uczestnika rynku odchylają się w kierunku przeciwnym do odchylenia całego KSE. Oznacza to, że uczestnik rynku za niedokontraktowanie swoich JG będzie rozliczany po korzystniejszej cenie (zakup energii na RB po niższej cenie z cen CRO i RCE) w przypadku przekontraktowania systemu w planie BPKD/BO i analogicznie w przypadku przekontraktowania swoich JG będzie on rozliczany po korzystniejszej cenie (sprzedaż energii na RB po wyższej cenie z cen CRO i RCE) w przypadku niedokontraktowania systemu w planie BPKD/BO.

TOE

Analogiczne działanie do opisanego wyżej zaobserwować można w „reformie” kluczowych dla KSE usług systemowych. Propozycja OSP może doprowadzić de facto do „zamknięcia” rynku usług systemowych dla niezależnych graczy. Uniemożliwienie zasobom zagregowanym i DSR świadczenia usług regulacji częstotliwości może okazać się sprzeczne z celami PSE jako operatora odpowiedzialnego za stabilizację systemu. Zasoby rozproszone o zdolności szybkiej reakcji na wahania częstotliwości mogą bilansować system w momentach szybkich spadków mocy w sieci np. ze źródeł zależnych pogodowo. Do takich zasobów zaliczyć można zagregowane i sterowalne odbiory (chłodnie, HVAC itp.), wewnętrzne źródła wytwórcze (przemysłowe CHP), a nawet gospodarstwa domowe z instalacją PV i magazynem energii. Doświadczenia z innych rynków (Niemcy, Australia, Szwajcaria, Holandia, Belgia, Izrael, Łotwa, Estonia, Japonia) pokazują, że agregaty małych zasobów (o możliwościach szybkiej zmiany pracy w dwóch kierunkach) nie tylko mogą świadczyć usługi systemowe, ale wręcz ich elastyczność jest niezbędna do dalszego rozwoju zdecentralizowanych systemów energetycznych z wysokim udziałem OZE. Notowane przyrosty PV i trwający gwałtowny rozwój projektów wiatrowych offshore i onshore są już przecież faktami, które projekt powinien uwzględniać. Posiadanie możliwości świadczenia usług regulacji częstotliwości umożliwi lepsze zarządzanie pracą sieci, co ma szczególne znaczenie w kontekście wzrostu zainstalowanej mocy PV. Do końca 2021 zainstalowana moc PV może zbliżyć się do 5000 MW, a do końca 2025 będzie to ponad 12000 MW. Umożliwienie świadczenia usług regulacji częstotliwości przez agregaty DSR wspomoże pracę sieci przy pracy jednostek PV. Zwracamy się z prośbą o dopuszczanie zasobów zagregowanych oraz DSR do świadczenia usług FCR, mFRR i aFRR po przejściu zdefiniowanego i niedyskryminującego procesu prekwalifikacji.

Lerta

Zarówno w krótkoterminowych zmianach, jak i prezentowanej docelowej koncepcji Rynku Bilansującego, aspekt agregacji zasobów jest traktowany jak konieczny do spełnienia wymóg, a nie jak szansa dla systemu. Proponowana struktura obiektowa Rynku Bilansującego zakłada dedykowane Jednostki Grafikowe dla każdego rodzaju aktywów pracujących w systemie. Z założenia uniemożliwia się agregację komplementarnych obiektów w pojedynczą Jednostkę Grafikową (np. PV+wiatr+DSR+magazyn energii). Podejście takie wyklucza rozwój Wirtualnych Elektrowni mogących stabilizować i bilansować system dzięki wewnętrznej koordynacji portfela różnych aktywów.

...

Wnosimy o zaprojektowanie struktury obiektowej w taki sposób, by umożliwić składanie ofert bilansujących przez agregaty nieograniczone do pojedynczej kategorii aktywów.

Odpowiedź PSE

Rozwiązanie proponowane w uwadze dotyczące agregacji różnych typów instalacji w ramach jednej Jednostki Grafikowej aktywnie uczestniczącej w RB będzie możliwe po wdrożeniu etapu 2 zmian na RB, przy uwzględnieniu rozróżnienia Jednostek Grafikowych Wytwórczych i Odbiorczych. W zakresie rozliczania niezbilansowania możliwe będzie łączne rozliczanie dowolnych typów aktywów pracujących w systemie w ramach jednej Jednostki Bilansowej. Do implementacji postulowanego w uwadze rozwiązania jest wymagane wdrożenie wszystkich zmian planowanych w ramach reformy RB, w tym w szczególności wdrożenie zgłoszeń programów pracy na RB.

 

 

Wpływ modelu centralnego dysponowania na rynek bilansujący w Polsce

 

Polski rynek bilansujący oparty jest na modelu centralnego dysponowania, którym OSP odpowiada za dobór i dysponowanie mocą jednostek JWCD.Jak wskazuje ww. Polski Plan Wdrażania z dnia 14 maja 2020 r. (s. 14 - 16), ze wględu na stosowany przez Polskę model centralnego dysponowania (ang. central dispatch model) OSP - w celu zapewnienia równowagi pomiędzy wytwarzaniem i zapotrzebowaniem - dysponuje jednostkami wytwórczymi (poprzez określanie punktów pracy JWCD), uwzględniając ich ograniczenia operacyjne, ograniczenia przesyłowe i wymogi dotyczące rezerw. Jest to realizowane w Zintegrowanym Procesie Grafikowania jako proces optymalizacji doboru jednostek wytwórczych i ekonomicznego rozdziału obciążeń z uwzględnieniem kryteriów bezpieczeństwa pracy systemu. Stosowanie ograniczeń alokacji przez PSE jest związane z faktem, że odpowiedzialność polskiego OSP za równowagę w systemie jest rozszerzona na horyzonty planowania rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego. W związku z tym PSE ponosi odpowiedzialność, która na rynkach opartych na modelu samodzielnego dysponowania (ang. self-dispatch) jest przeniesiona na podmioty odpowiedzialne za bilansowanie (POB). Dlatego też PSE musi zapewnić odpowiedni poziom rezerw dla całego polskiego systemu elektroenergetycznego.

Aby móc wywiązać się ze swojej odpowiedzialności, PSE stosuje ograniczenia alokacji w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy polskiego systemu elektroenergetycznego pod względem dostępnych mocy wytwórczych dla regulacji mocy w górę lub w dół oraz zapotrzebowania rezydualnego (zapotrzebowanie rezydualne jest częścią zapotrzebowania użytkowników końcowych nieobjęte umowami handlowymi, tj. grafikami produkcji wynikającym z umów handlowych).

Aktualnie prowadzona w Polsce reforma rynku bilansującego obejmuje wdrożenie nowego mechanizmu zapewniania wymaganego poziomu rezerw, tj. wdrożenie oddzielnego procesu zakupu mocy bilansujących (rezerw) przed otwarciem bramki w ramach mechanizmu jednolitego łączenia rynków dnia następnego (SDAC) - środek zaproponowany przez ACER w Metodologii CORE CCM (Decyzja 02/2019 Agencji ds.Współpracy Organów Regulacji Energetyki z dnia 21 lutego 2019 r. w sprawie propozycji OSP region Core w zakresie regionalnego kształtu wspólnych metodyk kalkulacji zdolności przesyłowych dla rynku dnia następnego i dnia bieżącego, str. 20-22) jako jedno z możliwych rozwiązań w celu zmniejszenia poziomu stosowanych ograniczeń alokacji.

Wg ww. Planu z 14 maja 2020 r. po implementacji nowych przepisów dotyczących pozyskiwania mocy bilansujących (rezerw), wpływ ograniczeń alokacji na wyniki rynkowe powinien być znacznie ograniczony - tj. oczekuje się, że:

- siły rynkowe zapewnią wystarczającą zachętę dla uczestników rynku w Polsce do bycia zbilansowanymi na rynku energii elektrycznej;

- ograniczenia alokacji będą działały jako środek ostateczny w celu zapewnienia bezpiecznego działania polskiego systemu elektroenergetycznego i staną się aktywne tylko wtedy, gdy siły rynkowe nie zapewnią odpowiednich sygnałów;

0B19B936 D122 4AC0 8255 389794C946DB   Linki

 

Balance Responsible Parties (BRPs)

Balancing Service Provider (BSP)

- rynkowe sygnały cenowe zostaną wzmocnione w taki sposób, że tylko nadzwyczajna sytuacja poważnych problemów z wystarczalnością mocy w regionie może doprowadzić do dostrzeżenia efektu ograniczeń alokacji (ograniczenia te zostaną wprowadzone w algorytmie łączenia rynków, ale nie wpłynie to na wynik rynku, chyba że rynek nie zapewni odpowiedniej dostępności źródeł wytwarzania i rezerw wytwórczych w Polsce).

 

Znaczniki Aktywności (ZAK) Jednostek Grafikowych

 

W Zmianach Warunków Dotyczących Bilansowania 1/2020 wyróżnione zostały dwa typy aktywności na rynku bilansującym (RB) identyfikowane Znacznikiem Aktywności (ZAK): 

  • ZAK=1 – Jednostka Grafikowa uczestniczy aktywnie w rynku bilansującym (RB) i podlega dysponowaniu przez OSP w zakresie zmiany wielkości obciążenia oraz zmiany stanu pracy Jednostki Grafikowej, w ramach pełnej mocy dyspozycyjnej Jednostki Grafikowej, w wyniku wykorzystania danych handlowo-technicznych zgłoszonych dla Jednostki Grafikowej; 
  • ZAK=2 – Jednostka Grafikowa uczestniczy aktywnie w RB i podlega dysponowaniu przez OSP w zakresie zmiany wielkości obciążenia Jednostki Grafikowej, w ramach zaoferowanej mocy dyspozycyjnej, w wyniku wykorzystania danych handlowo-technicznych zgłoszonych dla Jednostki Grafikowej. 

Jednostka Grafikowa z ZAK=1 pracuje w reżimie centralnego dysponowania i ten typ aktywności na RB jest obowiązkowy dla JWCD cieplnych reprezentowanych obecnie na RB w JGWa oraz JWCD wodnych reprezentowanych obecnie na RB w JGOSPa, a po wdrożeniu Zmian Warunków, w przypadku JWCD wodnych, reprezentowanych w JGMa. Jednostka Grafikowa z ZAK=2 ma możliwość aktywnego udziału w RB w wybranych okresach poprzez odpowiednie zgłaszanie wielkości mocy w Ofercie Bilansującej. OSP dysponuje mocą Jednostki Grafikowej z ZAK=2 w ograniczonym zakresie, uwzględniającym stan pracy jednostki oraz wielkość mocy zaoferowanej w Ofercie Bilansującej. Aktywny udział w RB, zgodnie ze Zmianami Warunków, jest możliwy przez pojedyncze zasoby o mocy osiągalnej co najmniej 1 MW brutto lub zasoby zagregowane o łącznej mocy osiągalnej co najmniej 1 MW brutto przyłączone do tego samego węzła sieci dystrybucyjnej 110kV albo 110kV/SN bądź reprezentowanych w tym samym węźle 110kV/SN.  Jednostka Grafikowa reprezentująca grupę zasobów uczestniczy aktywnie w RB wyłącznie w zakresie odpowiadającym Znacznikowi Aktywności równemu 2 (ZAK=2). 

Interesujące wyjaśnienia dotyczące statusu JWCD na rynku bilansującym po wdrożeniu nowych reguł od 2024 r. i związanego z tym przypisania znaczników ŻAK do odpowiednich jednostek zawiera opublikowany przez PSE S.A. w dniu 28 czerwca 2023 Raport z procesu konsultacji społecznych projektu Warunków Dotyczących Bilansowania, Informacja o zgłoszonych przez użytkowników system uwagach oraz sposobie ich uwzględnienia.

Na pytanie Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie: „czy znacznik aktywności ZAK będzie przypisany do wszystkich jednostek wytwórczych także tych, które obecnie nie uczestniczą aktywnie w rynku bilansującym, nie są jednostkami JWCD” PSE S.A. odpowiedziały że znacznik aktywności (ZAK) jest przypisywany wyłącznie do jednostek grafikowych (JG), czyli dotyczy zasobów, które poprzez JG uczestniczą aktywnie w rynku bilansującym. W zależności od rodzaju JG i związanego z rodzajem JG zakresu dysponowania JG prez OSP, ZAK może przyjmować wartości: 1, 2 lub 3, których znaczenie zostalo zdefiniowane w pkt 3.3.4(10) nowych WDB.

Inne wyjaśnienie PSE S.A. dotyczyło statusu istniejących i nowo budowanych magazynów energii o mocy nieprzekraczającej 10 MW przyłączonych do sieci dystrybucyinej 110 kV - w tym zakresie PSE S.A. wskazały, iż magazyny energii elektrycznej o mocy 10 MW lub mniejszej przyłączone do sieci dystrybucyjnej zgodnie z § 2 pkt 11 rozporządzenia systemowego, nie posiadają statusu centralnego dysponowania. Oznacza to, ze będą posiadały dowolność w zakresie aktywnego udzialu w rynku bilansującym - będą mogły uczestniczyć w rynku bilansującym poprzez JG o różnej wartości ZAK albo nie uczestniczyć aktywnie w rynku bilansującym.

Odpowiadając na pytanie Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie dotyczące istniejących i nowych farm PV o mocy do 15 MW przyłączonych do sieci dystrybucyjnej 110 kV PSE S.A. udzieliły odpowiedzi, iż zarówno istniejące, jak i nowo budowane farmy fotowoltaiczne przyłączone do sieci dystrybucyjnej nie będą mialy obowiązku aktywnego udziału w rynku bilansującym. Oznacza to, ze będą posiadały dowolność w zakresie aktywnego udzialu w rynku bilansującym - będą mogły uczestniczyć w rynku bilansującym poprzez JG o różnej wartości ZAK albo nie uczestniczyć aktywnie w rynku bilansującym. Obowiązek aktywnego udzialu w rynku bilansującym będzie dotyczyć farm fotowoltaicznych przyłączonych do sieci przesyłowej. W tym przypadku znacznik aktywności JG utworzonej z danej farmy fotowoltaicznei będzie równy 1.

 

Aktualizacja ofert bilansujących

 

Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu z dnia 14 sierpnia 2020 r. zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego wprowadza dla składającego ofertę bilansującą możliwość jej aktualizacji co najmniej do czasu zamknięcia bramki dla rynku dnia bieżącego, o którym mowa w art. 59 rozporządzenia CACM. Natomiast OSP może nałożyć ograniczenia w zakresie aktualizacji ofert bilansujących zgodnie z art. 24 ust. 6 lub ust. 7 rozporządzenia EBGL

Zgodnie z Aneksem 1 do WDB (pkt 3.1.2.2.1) zgłaszanie ofert bilansujących dla doby handlowej n w ramach:

- Rynku Bilansującego Dnia Następnego (RBN), trwa od godziny 9.00 doby n-1 do godziny 14.30 doby n-1,

- Rynku Bilansującego Dnia Bieżącego (RBB) trwa od godziny 15.30 doby n-1 do godziny 22.10 doby n.

 

Struktura obiektowa rynku bilansującego

 

Nowa struktura obiektowa rynku bilansującego powstała głównie w wyniku zmian wprowadzonych w zakresie jednostek grafikowych. Jednostki grafikowe pasywne oraz jednostki grafikowe aktywne w zakresie realizowanego poprzez te jednostki bilansowania handlowego zostały zastąpione jednostkami bilansowymi (JB), natomiast jednostki grafikowe aktywne w zakresie w jakim poprzez te jednostki były świadczone usługi bilansujące zostały oznaczone jako jednostki grafikowe (JG). 

Powyższe oznacza, że każdy zasób na potrzeby bilansowania handlowego jest reprezentowany w jednostkach bilansowych, a zasoby z wykorzystaniem których są świadczone usługi bilansujące dodatkowo wchodzą w skład jednostek grafikowych. Tak więc dany zasób musi wchodzić w skład jednej jednostki bilansowej oraz może wchodzić w skład jednej jednostki grafikowej.

Jednostka bilansowa

Realizowane na rynku bilansującym procesy dotyczące niezbilansowania, w tym wyznaczanie danych handlowych, pomiarowo-rozliczeniowych oraz rozliczenia energii niezbilansowania, dotyczą poszczególnych jednostek bilansowych

Dla jednostki bilansowej w ramach procesów realizowanych na rynku bilansującym są wyznaczane:

  • przydzielony wolumen;
  • pozycja bilansowa;
  • korekta niezbilansowania;
  • energia niezbilansowania;
  • należności i zobowiązania wynikające z rozliczenia niezbilansowania.

Jednostka bilansowa uczestniczy w rynku bilansującym w sposób pasywny, co oznacza, że nie świadczy usług bilansujących i nie bierze aktywnego udziału w bilansowaniu systemu i zarządzaniu ograniczeniami systemowymi.

Dla jednostki bilansowej, jeżeli w zasadach szczegółowych WDB nie określono inaczej, muszą być realizowane następujące działania:

- zgłaszanie do OSP zawartych umów sprzedaży energii;
- uczestniczenie w rozliczaniu rynku bilansującego w zakresie niezbilansowania.

Jednostka grafikowa

Jednostka grafikowa (JG) jest to zbiór fizycznych miejsc dostarczania energii elektrycznej rynku bilansującego (FMB), w których są reprezentowane dostawy energii elektrycznej zasobów, z wykorzystaniem których są świadczone usługi bilansujące na rynku bilansującym. Jednostka grafikowa należy do uczestnika rynku bilansującego (URB) będącego DUB. Jednostki grafikowe są określane, na podstawie zasad zawartych w WDB, w tym zasad kwalifikacji, o których mowa w załączniku nr 2 do WDB, przez poszczególnych DUB w uzgodnieniu z OSP oraz z właściwym OSD w przypadku, gdy FMB tworzące JG reprezentuje dostawy energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej. Fizyczny Rejestr Pomiarowy (FRP), miejsce dostarczania energii elektrycznej rynku bilansującego i JG oraz ich wzajemne powiązania definiuje umowa przesyłania zawarta między OSP i DUB lub właściwym OSD.

JG pokrywają wszystkie zdefiniowane FMB reprezentujące dostawy energii elektrycznej zasobów, z wykorzystaniem których są świadczone usługi bilansujące na RB. FMB reprezentujące dostawy energii elektrycznej danego zasobu, z wykorzystaniem którego są świadczone usługi bilansujące na rynku bilansującym, są przypisane do jednej JG. JG mogą tworzyć FMB reprezentujące dostawy energii elektrycznej zasobów bilansowanych handlowo w różnych jednostkach bilansowych.

Istotne jest, iż realizowane na rynku bilansującym procesy planowania, prowadzenia ruchu i rozliczeń za energię bilansującą, moce bilansujące oraz rezerwę operacyjną, w tym wyznaczanie danych handlowych, technicznych i pomiarowo-rozliczeniowych, dotyczą poszczególnych JG.

Dla JG w ramach procesów realizowanych na rynek bilansujący są wyznaczane:

  • Program pracy deklarowany;
  • Program pracy zweryfikowany;
  • Program pracy skorygowany;
  • Energia zweryfikowana;
  • Energia skorygowana;
  • Energia rzeczywista;
  • Energia bilansująca dostarczona na rynek bilansujący i odebrana z rynku bilansującego;
  • Energia odchylenia;
  • Należności i zobowiązania za energię bilansującą;
  • Nabyte moce bilansujące;
  • Moce bilansujące aktywowane, wykonane, dostarczone i niedostarczone;
  • Należności za moce bilansujące;
  • Rezerwa operacyjna podlegająca rozliczeniu;
  • Należność za rezerwę operacyjną.

JG uczestniczy w rynku bilansującym w sposób aktywny, co oznacza, że świadczy usługi bilansujące i bierze aktywny udział w bilansowaniu zasobów KSE. Dla JG, jeżeli w zasadach szczegółowych WDB nie określono inaczej, muszą być realizowane następujące działania:

  • Zgłaszanie do OSP programów pracy;
  • Zgłaszanie do OSP ofert zintegrowanego procesu grafikowania;
  • Uczestniczenie w świadczeniu usług bilansujących, w zakresie zgodnym z rodzajem JG i kwalifikacją JG do świadczenia tych usług, w tym w bilansowaniu wytwarzania z zapotrzebowaniem na energię elektryczną w obszarze RB oraz działaniach dostosowawczych mających na celu uwzględnienie ograniczeń systemowych;
  • Przekazywanie aktualnych danych dotyczących dyspozycyjności JG – ubytków remontowych i eksploatacyjnych oraz możliwości regulacyjnych JG, w zakresie i w sposób zgodny z rodzajem JG i kwalifikacją JG do świadczenia usług bilansujących;
  • Uczestniczenie w bilansowaniu systemu i zarządzaniu ograniczeniami systemowymi;
  • Uczestniczenie w rozliczaniu rynku bilansującego w zakresie energii bilansującej, mocy bilansujących oraz rezerwy operacyjnej. 

JG świadcząc usługi bilansujące na rynku bilansującym podlega dysponowaniu przez OSP. Zakres dysponowania JG na rynku bilansującym przez OSP określa wartość znacznika aktywności (ZAK).

 

Cena niezbilansowania

 

Zgodnie z § 23 rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, OSP prowadzi rozliczenia z tytułu niezbilansowania dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania dla każdej jednostki bilansowej na podstawie: 
1) przekazanych informacji o ilości energii elektrycznej wynikającej z zawartych umów sprzedaży energii elektrycznej;
2) zmierzonych ilości energii elektrycznej rzeczywiście dostarczonej do lub pobranej z sieci;
3) ilości energii elektrycznej wynikającej z poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego dotyczących wykorzystania oferty na energię bilansującą jednostki grafikowej lub jednostek grafikowych, w których skład wchodzą zasoby wchodzące w skład jednostki bilansowej;
4) ceny niezbilansowania.

Cenę niezbilansowania określa się dla okresu rozliczania niezbilansowania na podstawie jednostkowego kosztu energii bilansującej wyznaczonego na podstawie ilości energii bilansującej aktywowanej w danym okresie rozliczania niezbilansowania na potrzeby pokrycia niezbilansowania wszystkich POB i cen energii bilansującej, przy czym jeżeli suma niezbilansowania wszystkich POB:
1) jest dodatnia (przekontraktowanie) – cena niezbilansowania jest nie wyższa niż cena jednolitego łączenia rynków dnia następnego (SDAC) dotycząca okresu obejmującego dany okres rozliczania niezbilansowania;
2) jest ujemna (niedokontraktowanie) – cena niezbilansowania jest nie niższa niż cena SDAC dotycząca ww. okresu. 

W projekcie Warunków Dotyczących Bilansowania ujętych w Komunikacie OSP z dnia 30 czerwca 2023 r. cena energii niezbilansowania (CEN) jest wyznaczana na podstawie stanu zakontraktowania KSE dla danego okresu rozliczania niezbilansowania (ORN), średniej ważonej ceny energii bilansującej oraz ceny SDAC dla tego ORN, w następujący sposób (pkt 13.3):

IMG 0433


Do ceny SDAC jako dolnej granicy ceny niezbilansowania: w zależności od stanu zakontraktowania KSE (SK) odniosły się PSE S.A. w opublikowanym w dniu 28 czerwca 2023 Raporcie z procesu konsultacji społecznych projektu Warunków Dotyczących Bilansowania, Informacja o zgłoszonych przez użytkowników system uwagach oraz sposobie ich uwzględnienia. OSP zwrócił uwagę, iż wdrożenie mechanizmu wyznaczania ceny energii niezbilansowania zależnie od stanu zakontraktowania KSE wynika z postanowień § 23 ust. 2 rozporządzenia systemowego a także, iż w myśl tego przepisu cena SDAC może być zarówno dolną (w przypadku SK < 0), jak i górną granicą (w przypadku SK > 0) ceny niezbilansowania, sam zaś stan zakontraktowania jest wyznaczany na podstawie energii niezbilansowania wszystkich jednostek bilansowych, przez co odzwierciedla rzeczywistą sytuację w KSE, a nie prognozowane niezbilansowanie systemu. Wg OSP takie podejście premiuje użytkowników, którzy swoimi działaniami wspierają zbilansowanie KSE oraz zniechęca do podejmowania działań, które przyczyniają się do niezbilansowania systemu – zachęcając do korygowania swoich pozycji bilansowych również w ramach rynku dnia bieżącego.

Warto zwrócić uwagę, Iż uczestnicy rynku wyrazili negatywną opinię w zakresie wskazanego mechanizmu wyznaczania ceny energii niezbilansowania (CEN) zależnie od stanu zakontraktowania KSE (SK). W ww. Raporcie przywołano następujące stanowisko Towarzystwo Obrotu Energią (TOE):

„W związku z wprowadzeniem mechanizmu „scarcity pricing” postulujemy rezygnację z powrotu do mechanizmu wyznaczania ceny energii niezbilansowania (CEN) zależnie od stanu zakontraktowania KSE (SK). Jak rozumiemy, przedstawiony mechanizm wyznaczania CEN zależnie od SK ma na celu eliminację tzw. "arbitrażu" pomiędzy rynkiem hurtowym a rynkiem bilansującym. Należy jednak oczekiwać, że mechanizm „scarcity pricing” wraz z likwidacją ograniczeń COmax przyniesie wzrost zmienności cen na rynkach krótkoterminowych i drastyczny wzrost niepewności dotyczącej poziomów cen rozliczeniowych rynku bilansującego. W ten sposób mechanizm „scarcity pricing” będzie wystarczająco motywował i penalizował uczestników mierzących się z ryzykiem niezbilansowania będącym naturalnym zjawiskiem na rynku energii. Jesteśmy zdania, że obydwa powyżej opisane mechanizmy, czyli "scarcity pricing" oraz wyznaczanie CEN zależnie od SK mają ten sam efekt końcowy, gdyż zniechęcają uczestników rynku od prób stosowania "arbitrażu" i samo przyjęcie mechanizmu "scarcity pricing" będzie wystarczające. Mechanizm wyznaczania CEN zależnie od SK okresowo zaburza symetrię rynku i może zniechęcać uczestników do podejmowania działań handlowych korzystnych dla zbilansowania systemu (np. importu/eksportu na rynku Intraday), ograniczać płynność dobrze rozwijającego się rynku intraday i w sposób nieuzasadniony podnosić koszty bilansowania podmiotów sprzedających energię do klientów końcowych i przez to ceny energii dla tych odbiorców”.

Ww. argumenty nie zostały jednak podzielone przez Operatora Systemu, który wskazał:

„Uczestnicy rynku, w celu ograniczenia kosztów bilansowania, powinni zgłaszać zbilansowane pozycje na RB i nadążnie je korygować w wymagających tego przypadkach. W przypadku pozostania z otwartą pozycją kontraktową na rynku bilansującym, koszt bilansowania danego uczestnika może być bardzo wysoki. Ponadto kontraktacja na rynkach wcześniejszych przyczynia się do bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców w związku z zakontraktowaniem z wyprzedzeniem mocy wymaganych do pokrycia ich zapotrzebowania.

Z kolei celem mechanizmu „scarcity pricing” jest tworzenie zachęt dla uczestników rynku bilansującego do utrzymania dostępności / dyspozycyjności / rozbudowy elastyczności jednostek grafikowych, w tym zapewnienia rezerwy operacyjnej, na potrzeby pokrycia niedoborów mocy w systemie, np. w wyniku awarii mocy wytwórczych.

W związku z powyższym cele obu mechanizmów nie są tożsame. Ponadto strategie kontraktacji energii elektrycznej oparte na zakupie bądź sprzedaży energii na rynku bilansującym, bo tylko w takich przypadkach wdrażane zasady wyznaczania cen niezbilansowania mają istotny wpływ na uczestników rynku, nie są strategiami pożądanymi”.

 

Zasady zgłaszania danych handlowych i technicznych na rynku bilansującym

 

Zgłoszenia danych handlowych i technicznych dokonuje Operator Rynku w stosunku do OSP, jako administratora rynku bilansującego, polegająca na przekazaniu danych handlowo-technicznych, ściśle zdefiniowanych co do formy, zakresu oraz terminu przekazywania. Zgłoszenie danych handlowych i technicznych jest złożeniem zobowiązania do realizacji określonych działań lub gotowości do ich wykonania, w zakresie, przedziale czasowym i na warunkach określonych w zgłoszeniu oraz w WDB.

Podstawowymi obiektami na rynku bilansującym, których dotyczy zgłaszanie i przetwarzanie danych handlowych i technicznych, są jednostki bilansowe i jednostki grafikowe.

Zgłoszenie danych handlowych i technicznych jest wykonywane w celu fizycznej realizacji umów sprzedaży energii dla jednostki bilansowej oraz programów pracy dla jednostki grafikowej z wykorzystaniem sieci oraz, w określonych przypadkach, udziału jednostki grafikowej w bilansowaniu zasobów KSE, które jest realizowane przez OSP w ramach zintegrowanego procesu grafikowania.

Zgodnie z WDB zgłaszanie danych handlowych i technicznych dotyczy:

1) przypadku pojedynczej jednostki bilansowej - umów sprzedaży energii (USE);

2) przypadku pojedynczej jednostki grafikowej:

(a) programów pracy (PP);

(b) ofert zintegrowanego procesu grafikowania (OZPG), przy czym na zgłoszenie OZPG może się składać:

(i) oferta na energię bilansującą (OEB);

(ii) oferta na moce bilansujące (OMB);

(iii) oferta techniczna (OT);

3) w przypadku wszystkich jednostek grafikowych, poprzez które DUB świadczy moce bilansujące - ofert portfolio na moce bilansujące (OPMB).

Treść poszczególnych zgłoszeń jest określona w WDB:

  • zgłoszenie USE zawiera dane handlowe o ilościach dostaw energii elektrycznej (zakup i sprzedaż energii elektrycznej), wynikających z zawartych transakcji handlowych, realizowanych poprzez określone jednostki bilansowe,
  • zgłoszenie PP zawiera dane handlowo-techniczne dotyczące planowanej przez DUB mocy obciążenia jednostki grafikowej oraz planowanych do dostarczenia mocach bilansujących,
  • zgłoszenie OEB zawiera dane handlowe określające uwarunkowania handlowe dostawy i odbioru energii bilansującej poprzez jednostki grafikowe,
  • zgłoszenie OMB zawiera dane handlowe określające uwarunkowania handlowe dostarczenia mocy bilansujących poprzez jednostki grafikowe,
  • zgłoszenie OT zawiera dane techniczne dotyczące charakterystyk uruchamiania jednostki grafikowej wytwórczej z ZAK = 1 dla trzech stanów cieplnych: gorącego, ciepłego i zimnego,
  • zgłoszenie OPMB zawiera dane handlowe określające uwarunkowania handlowe dostarczenia mocy bilansujących bez wskazywania jednostek grafikowych, poprzez które nastąpi dostarczenie mocy bilansujących.

W procesie zgłaszania danych handlowych i technicznych na rynku bilansującym uczestniczą Operator Handlow-Techniczny (OHT), Operator Handlowy (OH) oraz OSP:

1) OH przekazuje do OSP zgłoszenia USE dotyczące poszczególnych jednostek bilansowych, dla których realizuje funkcje operatorskie;

2) OHT przekazuje do OSP:

- zgłoszenia PP i zgłoszenia OZPG dotyczące poszczególnych jednostek grafikowych, dla których realizuje funkcje operatorskie;
- zgłoszenia OPMB dotyczące wszystkich jednostek grafikowych poszczególnych DUB, poprzez które świadczą moce bilansujące i w odniesieniu do których dany OHT, spośród OHT realizujących funkcje operatorskie dla jednostek grafikowych danego DUB, został wyznaczony jako odpowiedzialny za zgłaszanie OPMB na rynku bilansującym.

Informacje w zakresie energii elektrycznej i mocy zawarte w zgłoszeniu danych handlowych i technicznych są wyrażone w wielkościach netto. Informacje zawarte w zgłoszeniu danych handlowych i technicznych dotyczą jednej doby handlowej.

Informacje zawarte w zgłoszeniu danych handlowych i technicznych są określane dla:

  • pojedynczych okresów rozliczania niezbilansowania doby handlowej w przypadku zgłoszenia USE;
  • pojedynczych okresów rozliczania energii bilansującej doby handlowej w przypadku zgłoszenia PP, zgłoszenia oferty na energię bilansującą i zgłoszenia oferty na moce bilansujące;
  • pojedynczych ONMBP (okresów nabywania mocy bilansujących w trybie podstawowym) doby handlowej w przypadku zgłoszenia OPMB.

Informacje zawarte w zgłoszeniu oferty technicznej dotyczą całej doby handlowej.

Zgłoszenia danych handlowych i technicznych są dokonywane na rynku bilansującym w trzech, następujących po sobie etapach:

  • zgłoszenia OPMB w ramach rynku mocy bilansujących (RMB);
  • zgłoszenia USE, zgłoszenia PP i zgłoszenia ofert zintegrowanego procesu grafikowania w ramach rynku bilansującego dnia następnego (RBN);
  • zgłoszenia USE, zgłoszenia PP i zgłoszenia ofert zintegrowanego procesu grafikowania (za wyjątkiem zgłoszenia oferty technicznej) w ramach rynku bilansującego dnia bieżącego (RBB).


Zgłoszenia umów sprzedaży energii (USE)

 

W zgłoszeniach umów sprzedaży energii (USE) ujemna ilość dostaw energii elektrycznej oznacza zakup energii. Nieujemna ilość dostaw energii elektrycznej oznacza sprzedaż energii.

Istotne jest, iż:

  • zgłoszeń USE w ramach rynku bilansującego dnia następnego (RBN) oraz rynku bilansującego dnia bieżącego (RBB) dokonują obie strony transakcji handlowej (z wyłączeniem zgłoszeń USE dla jednostki bilansowej operatora systemu i jednostki bilansowej wymiany międzysystemowej OSP);
  • dane handlowe przekazywane w zgłoszeniach USE przez poszczególne strony transakcji handlowej powinny mieć postać zbilansowanych grafików handlowych, tj. ilości energii sprzedanej przez jedną stronę transakcji handlowej oraz kupionej przez drugą stronę transakcji handlowej powinny być sobie równe.


Niezgodności w zgłoszeniach USE

 

Z punktu widzenia odpowiedzialności stron umów handlowych sprzedaży energii za ewentualne błędne zgłoszenia grafików USE warto uwzględnić następujące postanowienia WDB:

  • w przypadku niezgodności w zgłoszeniach dla jednostki bilansowej Giełdy Energii (JBGE) należącej do POB Giełdy Energii  i zgłoszeniach dla jednostki bilansowej, innej niż JBGE, należącej do partnera handlowego tego POB Giełdy Energii: za obowiązujące przyjmuje się dane określone dla JBGE;
  • w przypadku zgłoszeń w ramach RBN i niezgodności w zgłoszeniach dla pary jednostek bilansowych, z których żadna nie jest jednostką bilansową Giełdy Energii, spowodowanej nieprzesłaniem zgłoszenia USE dla jednostki bilansowej sprzedającej energię: za obowiązujące przyjmuje się dane określone dla jednostki bilansowej kupującej energię;
  • w pozostałych przypadkach niezgodności w zgłoszeniach dla jednostki bilansowej sprzedającej energię i jednostki bilansowej kupującej energię: za obowiązujące przyjmuje się dane określone dla jednostki bilansowej sprzedającej energię.

W przypadku gdy obie strony USE zgłoszą dla danego okresu rozliczania niezbilansowania (ORN) dla swoich jednostek bilansowych, z których żadna nie jest jednostką bilansową Giełdy Energii, równocześnie sprzedaż energii lub równocześnie zakup energii (ilości dostaw energii elektrycznej są tego samego znaku w obu zgłoszeniach transakcji handlowej), to zgłoszenie transakcji handlowej dla tego ORN zostaje odrzucone.

 

Zaloguj się, aby zobaczyć.

Dbamy o Twoją prywatność

Poprzez kliknięcie "Akceptuję" wyrażasz zgodę na zainstalowanie i przechowywanie plików typu cookie na Twoim urządzeniu końcowym i użycie danych geolokalizacyjnych w celu optymalizacji działania serwisu. Więcej informacji znajdziesz w dokumencie Polityka Prywatności.