Kategoria: Słownik rynku energii

Data utworzenia: 17 wrzesień 2018

Data zmiany: 28 marzec 2024

 

Zgodnie z art. 2 pkt 13 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej moc bilansująca oznacza wolumen mocy, który dostawca usług bilansujących zgodził się utrzymywać i w odniesieniu do którego dostawca usług bilansujących zgodził się składać operatorowi systemu przesyłowego oferty na odpowiadający mu wolumen energii bilansującej przez okres obowiązywania umowy. 

28 marca 2024 Zastępowanie i zwalnianie mocy bilansujących, Materiał szkoleniowy PSE S.A. 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.

Prawie identycznie definiuje moc bilansującą art. 2 pkt 5 Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Electricity Balancing Guideline - EB GL).

Moc bilansująca jest oferowana na rynku energii elektrycznej przez dostawców usług bilansujących (DUB).

Zgodnie z Warunkami Dotyczącymi Bilansowania (WDB) usługi bilansujące w zakresie mocy bilansujących Operator Systemu Przesyłowego (OSP) pozyskuje w ramach:

• Rynku mocy bilansujących (RMB); oraz
• Zintegrowanego procesu grafikowania (ZPG).

 

Ewolucja systemu

 

Dostawcami usług bilansujących (DUB) są stosownie do pkt 2.1.4.23. Warunków Dotyczących Bilansowania (WDB) zatwierdzonych przez Prezesa URE 5 marca 2020 r.  Uczestnicy Rynku Bilansującego (URB), posiadający Jednostkę Grafikową Wytwórczą aktywną (JGWa) lub Jednostkę Grafikową Odbiorczą aktywną (JGOa).

Proces kwalifikowania DUB określa Załącznik Nr 3 do WDB.

Zgodnie z art. 34 ust. 1 EB GL, w ramach obszaru geograficznego, na którym miał miejsce zakup mocy bilansującej, operatorzy systemów przesyłowych (OSP) umożliwiają dostawcom usług bilansujących przekazywanie ich zobowiązań do dostarczenia mocy bilansującej.

 

Świadczenie mocy bilansującej polega na zgłoszeniu przez dostawcę usług bilansujących grafiku rezerw mocy i oferty na energię bilansującą odpowiadającej co najmniej zakupionym przez operatora mocom bilansującym. Dostawca usług bilansujących jest zobowiązany do uwzględnienia w zgłaszanych programach pracy grafików rezerw mocy obejmujących sprzedane moce bilansujące oraz złożenia oferty na energię bilansującą odpowiadającej zakupionym mocom bilansującym w odniesieniu do jednostki grafikowej poprzez którą są świadczone zakupione moce bilansujące. Zgłoszony grafik rezerw mocy odpowiadający zakupionym mocom bilansującym musi być wykonalny, a więc uwzględniać ograniczenia sieciowe. Dostępność mocy bilansujących jest weryfikowana w odniesieniu do grafiku obciążenia z programu pracy, a nie umów sprzedaży energii (USE) zgłoszonych przez Podmiot Odpowiedzialny za Bilansowanie (POB).

  
 

Jeden lub kilku OSP, których to dotyczy, mogą zaproponować zwolnienie z tego obowiązku, jeżeli okresy zakontraktowania dla mocy bilansującej zgodnie z art. 32 ust. 2 lit. b) EB GL (krótkoterminowe), są bezwzględnie krótsze niż jeden tydzień.

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (Prezes URE) w dniu 7 sierpnia 2018 r. zatwierdził propozycję PSE S.A. zwolnienia dla polskiego obszaru geograficznego z obowiązku umożliwienia dostawcom usług bilansujących przekazywania ich obowiązku dostarczenia mocy bilansującej na podstawie wskazanego przepisu. Jako uzasadnienie ww. wniosku i decyzji wskazano, iż PSE S.A. aktualnie nie pozyskują żadnych usług, które zobowiązują dostawców usług bilansujących do utrzymywania mocy bilansującej i jej oferowania w postaci ofert bilansujących.

Linki   Balancing Capacity

Składanie ofert bilansujących przez dostawców usług bilansujących, z wyłączeniem aktywnej strony popytowej, jest obowiązkowe, na podstawie Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej - Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi, jednak OSP nie wymaga zgłaszania określonego wolumenu ofert. Z kolei zgłaszanie ofert bilansujących przez aktywną stronę popytową jest dobrowolne, ale nie wiąże się z pozyskiwaniem żadnych usług ani z płatnościami ze strony OSP. W związku z tym OSP nie pozyskuje z wyprzedzeniem od dostawców usług bilansujących żadnych dodatkowych usług związanych z obowiązkiem składania określonego wolumenu ofert bilansujących.

W konkluzji ww. wniosku oraz decyzji podkreślono, iż 

- PSE S.A. jako wyznaczony na terenie Polski operator systemu przesyłowego, nie pozyskują usług mocy bilansującej w rozumieniu EB GL, w związku z czym brak jest uzasadnienia dla umożliwienia dostawcom usług bilansujących przekazywania ich obowiązku dostarczenia mocy bilansującej zgodnie z art. 34 EB GL,

- ponieważ PSE S.A. nie pozyskują mocy bilansującej w rozumieniu EB GL i nie prowadzą jej wymiany z innymi operatorami systemów przesyłowych, przedmiotowe zwolnienie nie niesie negatywnych skutków dla dostawców usług bilansujących ani dla podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie w kraju i za granicą.

Bilansowanie energii elektrycznej

Ww. stanowisko zostało podtrzymane w Decyzji Prezesa URE z dnia 5 marca 2020 znak DRR.WRE.744.35.2019.Pst:

„Odnośnie wymagania zawartego w art. 18 ust. 5 lit. b) rozporządzenia 2017/2195 należy wyjaśnić, iż PSE S.A. nie pozyskują mocy bilansującej w ramach Rynku Bilansującego. Należy dodać, że decyzją z dnia 7 sierpnia 2018 r. (znak DRR.WRE.7128.13.2018.ŁW Prezes URE zatwierdził zaproponowane przez PSE S.A. zwolnienie dla polskiego obszaru geograficznego z obowiązku umożliwienia dostawcom usług bilansujących przekazywania ich obowiązku dostarczenia mocy bilansującej zgodnie z art. 34 Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195. Wobec tego brak było potrzeby opracowania zasad, wymogów oraz terminów dotyczących zakupu i przekazania mocy bilansującej zgodnie z art. 32, 33 i 34 Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195.”

Powyższa ocena została wyrażona na gruncie art. 18 ust. 5 lit. b) EB GL, który stanowi, iż warunki dla dostawców usług bilansujących powinny określać m.in. "zasady, wymogi oraz terminy dotyczące zakupu i przekazania mocy bilansującej". 

Dokument opublikowany przez PSE S.A. w dniu 7 listopada 2019 r. "Koncepcja zmian zasad funkcjonowania rynku bilansującego w Polsce, wersja 1.0", s. 4) przewidywał następujące ramy nowego modelu rynku bilansującego: 

- zgłoszenia programów pracy jednostek grafikowych i ich aktualizacje muszą zapewniać możliwość świadczenia zakontraktowanych usług mocy bilansującej;

- zgłoszenia mocy bilansujących jako grafiki rezerw, odpowiadające mocom bilansującym zakontraktowanym i ewentualnie niezakontraktowanym dla Rezerwy Odbudowy Częstotliwości (Frequency Restoration Reserve - FRR), są utrzymywane w planowaniu koordynacyjnym jako rezerwy w zakresie w jakim wykorzystanie tych mocy nie jest konieczne do techniczno-handlowego zbilansowania systemu;

- moce zakontraktowane jako usługi mocy bilansujących w górę nie mogą być przedmiotem obrotu na rynku energii elektrycznej;

- OSP dokonując modyfikacji programów pracy jednostek grafikowych uwzględnia ograniczenie zakresu regulacyjności jednostek grafikowych ze względu na moce zarezerwowane do świadczenia usług mocy bilansujących, zgłoszone OSP w programie pracy jednostek grafikowych jako grafiki rezerw poszczególnych typów usług.

Ww. dokument PSE z dnia 7 listopada 2019 (s. 81) przewidywał następujące zasady rozliczenia usług w zakresie mocy bilansujących: 

1. podmiotem rozliczanym za moce bilansujące jest uczestnik rynku bilansującego (URB) pełniący funkcje DUB; 

2. przedmiotem rozliczeń za moce bilansujące z DUB są:

a. moce bilansujące zakontraktowane w trybie podstawowym,

b. moce bilansujące zakontraktowane w trybie uzupełniającym,

c. niedostarczone zakontraktowane moce bilansujące;

3. moce bilansujące zakontraktowane portfolio w trybie podstawowym muszą być zgłoszone na rynku bilansującym dnia bieżącego (RBN) przez DUB jako grafiki rezerw jednostek grafikowych w ramach zgłoszeń programów pracy na rynku bilansującym aby moce te zostały rozliczone jako moce zakontraktowane;

4. moce bilansujące zakontraktowane w trybie uzupełniającym nie muszą być zgłoszone na rynku bilansującym przez DUB, są uwzględniane przez OSP przy wyznaczaniu grafików rezerw jednostek grafikowych w programie pracy skorygowanym, ale DUB ma obowiązek zapewnienia w zgłoszeniach programów pracy dostępności mocy dla realizacji grafików rezerw wynikających z trybu uzupełniającego;

5. DUB ma możliwość zgłoszenia w zakresie FRR i Rezerwy Zastępczej (Replacement Reserve - RR) większej ilości mocy jako grafiki rezerw niż wielkości zakontraktowane mocy bilansujących, przy czym moce zgłoszone jako dodatkowe nie podlegają rozliczeniu za moce bilansujące.

 

Szczegółowe zasady nabywania i razliczeń za moce bilansujące

 

Szczegółowe zasady dotyczące nabywania mocy bilansujących określono w § 22 Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.

W cyt. rozporządzeniu wprowadza się obowiązek nabywania przez OSP mocy bilansujących na zasadach rynkowych, czyli na podstawie ofert, odrębnie w górę i w dół, z uwzględnieniem programów pracy jednostek grafikowych i ograniczeń sieciowych, co stanowi wypełnienie wymagań, o których mowa w art. 6 ust. 8 i 9 rozporządzenia 2019/943 oraz art. 32 ust. 2 i 3 rozporządzenia 2017/2195 poprzez wprowadzenie rynkowych mechanizmów pozyskiwania mocy bilansujących w dniu poprzedzającym czas dostawy mocy bilansujących, a także w trakcie doby realizacji.

Zakup mocy bilansujących w ramach danego procesu zakupu mocy bilansujących odbywa się na podstawie:

- ofert portfolio na moce bilansujące albo
- ofert na moce bilansujące składanych w ramach ofert zintegrowanego procesu grafikowania.

W przypadku zakupu mocy bilansujących na podstawie ofert portfolio na moce bilansujące, parametry techniczne i planowane programy pracy jednostek grafikowych oraz ograniczenia sieciowe powinny zostać uwzględnione przez dostawców usług bilansujących w ich ofertach portfolio na moce bilansujące.

W przypadku zakupu mocy bilansujących na podstawie ofert zintegrowanego procesu grafikowania, w celu zapewnienia wykonalności dostawy energii bilansującej z pozyskanych mocy bilansujących w procesie zakupu są explicite uwzględniane przez OSP: stan jednostki grafikowej (uruchamianie, praca albo postój), jej parametry techniczne oraz ograniczenia sieciowe. 

Dostawca usług bilansujących, którego moce bilansujące zostały zakupione na podstawie oferty portfolio na moce bilansujące lub oferty na moce bilansujące, jest obowiązany do zgłoszenia dla jednostek grafikowych, w odniesieniu do których została zakupiona moc bilansująca, grafików rezerw mocy oraz ofert na energię bilansującą, obejmujących co najmniej wielkość zakupionych mocy, na zasadach określonych w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195.

Rozliczenia z tytułu mocy bilansujących prowadzi operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego dla:

1) każdego typu mocy bilansujących dla każdego okresu rozliczania mocy bilansującej, dla którego następuje zakup mocy bilansujących,

2) każdego dostawcy usług bilansujących w zakresie mocy bilansujących zakupionych na podstawie ofert portfolio na moce bilansujące,

3) każdej jednostki grafikowej w zakresie mocy bilansujących zakupionych na podstawie ofert zintegrowanego procesu grafikowania

– na podstawie wielkości zakupionych mocy bilansujących oraz cen rozliczeniowych mocy bilansujących.

Ceny rozliczeniowe mocy bilansujących określa się dla każdego typu mocy bilansujących jako ceny krańcowe wyznaczone w ramach danego procesu zakupu mocy bilansujących dla danego okresu rozliczania mocy bilansujących.

Przewidziano dodatkowy limit ceny w 2024 r.  dla ofert portfolio na moce bilansujące (OPMB) i ofert na moce bilansujące (OMB), jednakże, wg wyjaśnień PSE „zawężenie górnego limitu ceny jest tymczasowe i dotyczy wyłącznie cen, po których mogą być oferowane moce bilansujące" (patrz: 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, s. 28).

W cyt. Raporcie PSE ponadto podkreśliły, iż „regulacje UE nie określają wartości limitów cen dla mocy bilansujących. Ponadto przytoczony limit nie ma zastosowania do cen energii bilansującej aktywowanej z tych mocy bilansujących”.

Zgodnie z WDB moce bilansujące w ramach rynku mocy bilansujących są nabywane niezależnie dla poszczególnych okresów nabywania mocy bilansujących, na podstawie przyjętych ofert portfolio na moce bilansujące, zgłaszanych dla DUB, bez informacji, które jednostki grafikowe należące do DUB będą świadczyły moce bilansujące.

Moce bilansujące nabyte w ramach rynku mocy bilansujących od danego DUB muszą być zgłoszone na rynku bilansującym dnia następnego (RBN) w rozbiciu na jednostki grafikowe tego DUB, jako grafiki mocy bilansujących w zgłoszeniach programów pracy dla jednostki grafikowej (w przypadku FCR jednakże jest możliwe zgłoszenie grafików mocy bilansujących w wielkości większej niż wynika to z wielkości mocy bilansujących nabytych w ramach rynku mocy bilansujących, przy czym nadmiarowe moce w ramach zintegrowanego procesu grafikowania są traktowane jak nabyte, bez wynagrodzenia z tego tytułu).

W cyt. Raporcie z 28 czerwca 2023 r. OSP odniósł się do pytania Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, czy jeżeli PSE nie dokonało wyboru oferty RR danej jednostki grafikowej wiatrowej i fotowoltaicznej z ZAK = 1 (JG_Z1) w ramach rynku mocy bilansujących, to dane JG_Z1 może sprzedać cały prognozowany wolumen na rynku i dokonać zgłoszenia sprzedaży ZUSE do 14:30.

OSP wskazał, iż w opisanym przypadku DUB ma możliwość zgłoszenia programu pracy dla danej JG (jednostki grafikowej) odpowiadającego wielkości prognozowanej generacji, co oznacza zgłoszenie programu pracy z zerowym grafikiem obciążenia. Dostępność mocy bilansujących jest weryfikowana w odniesieniu do grafiku obciążenia z programu pracy, a nie umów sprzedaży energii (USE) zgłoszonych przez Podmiot Odpowiedzialny za Bilansowanie (POB).

Podstawą do wystawienia faktury za moc bilansującą jest sporządzony przez OSP odpowiednio raport handlowy mocy bilansujących oraz raport handlowy korygujący mocy bilansujących.

W przypadku gdy suma należności wyznaczonych dla wszystkich jednostek grafikowych danego DUB za moc bilansującą danego typu rezerwy mocy w okresie rozliczeniowym jest:

• dodatnia, to fakturę i fakturę korygującą za świadczenie mocy bilansującej danego typu rezerwy mocy wystawia DUB;
• ujemna, to fakturę i fakturę korygującą za usługę przejęcia zobowiązania świadczenia mocy bilansującej danego typu rezerwy mocy wystawia OSP.

Na pytanie Stowarzyszenia Polska Izba Magazynowania Energii i Elektromobilności PSE S.A. udzieliły odpowiedzi, iż ceny ofertowe w ofertach portfolio na moce bilansujące i w ofertach na moce bilansujące oraz ceny rozliczeniowe nabytych mocy bilansujących muszą być dodatnie oraz nie większe niż górny limit ceny określony zgodnie z pkt 8.7.3(4) i 25(1) nowych WDB.

 

WDB, w brzmieniu ustalonym Decyzją Prezesa URE z dnia 27 września 2023, znak DRR.WRE.744.17.2023.ŁW 13.1 Ceny mocy bilansujących (1) Cena mocy bilansującej nabytej w trybie podstawowym (CMBP), tj. w ramach RMB, jest wyznaczana dla każdego ONMBP i typu rezerwy mocy, dla których została nabyta moc bilansująca. CMBP dla danego ONMBP i typu rezerwy mocy jest równa najwyższej cenie ofertowej nabytej mocy bilansującej danego typu rezerwy mocy w trybie podstawowym dla danego ONMBP. (2) Cena mocy bilansującej nabytej w trybie uzupełniającym (CMBU), tj. w ramach ZPG, jest wyznaczana dla ONMBU równych OREB i typów rezerwy mocy, dla których miało miejsce nabycie mocy bilansującej w trybie uzupełniającym. CMBU dla danego OREBi typu rezerwy mocy jest równa najwyższej cenie ofertowej nabytej mocy bilansującej danego typu rezerwy mocy w ramach wszystkich iteracji ZPG dla danego OREB. (3) Cena niedostarczonej mocy bilansującej, która została odtworzona (CMBNO), dla danego typu rezerwy mocy, dla danego OREB jest równa CMBU wyznaczonej dla tegotypu rezerwy mocy i tego OREB. (4) Cena niedostarczonej mocy bilansującej, która nie została odtworzona (CMBNN), dladanego typu rezerwy mocy, dla danego OREB, jest równa: (4.1) W przypadku FCRG, aFRRG, mFRRdG – większej z CMBP, CMBU odpowiednich dla danego typu rezerwy mocy i COR; (4.2) W przypadku FCRD, aFRRD, mFRRdD – większej z CMBP i CMBU odpowiednich dla danego typu rezerwy mocy; (4.3) W przypadku RRG – większej z CMBP dla RRG i COR; (4.4) W przypadku RRD – CMBP dla RRD; wyznaczonych dla danego OREB lub ONMBP obejmującego dany OREB.

Wielkości nabywanych mocy bilansujących  
 

Wielkości nabywanych mocy bilansujących     FCRG i FCRD – zgodnie z SAFA RGCE (ok. 170 MW w górę i 170 MW w dół)   FRRG i FRRD – zgodnie z zasadami określania wielkości FRR, opracowanymi na podstawie art. 157 rozporządzenia 2017/1485,  zatwierdzonymi przez Prezesa URE   FRRG – na podstawie historycznych niezbilansowań oraz dodatniego incydentu referencyjnego – wypadnięcie największej jednostki  wytwórczej (~1000 MW)   FRRD – na podstawie historycznych niezbilansowań oraz ujemnego incydentu referencyjnego – wypadnięcie największego odbioru (~600 MW)   Udział aFRR w FRR: co najmniej 40% wymaganej wielkości FRR i nie mniej niż 400 MW, pod warunkiem dostępności wymaganej wielkości aFRR   Udział aFRR w całkowitym wolumenie FRR może zostać zrewidowany przez OSP, przy uwzględnieniu możliwości zapewnienia odpowiednich  kryteriów jakości regulacji obszaru regulacyjnego przy zwiększonym udziale mFRR oraz kosztu pozyskania rezerw   RRG – na podstawie wymaganej wielkości mocy w górę, wyznaczonej zgodnie z zasadami określonymi w pkt 7.7 WDB, pomniejszonej  o FCRG i FRRG   RRD – bieżącego zapotrzebowania na rezerwę mocy w dół w obszarze RB, przy czym OSP nabywa RRD wyłącznie w okresach szczególnegozapotrzebowania na rezerwę mocy w dół    Spotkanie szkoleniowe - zmiany na rynku bilansującym, 10 stycznia 2024 roku, PSE S.A.

Wynagrodzenie za moc bilansującą a wynagrodzenie z tytułu rezerwy operacyjnej

 

W cyt. Raporcie PSE S.A. z 28 czerwca 2023 r. odniósł się także do relacji wynagrodzenia za moc bilansującą do wynagrodzenia z tytułu rezerwy operacyjnej.

OSP wskazał, iż w zakresie nabytych mocy bilansujących DUB otrzyma wynagrodzenie z tego tytułu i dla tych mocy nie jest już należne dodatkowe wynagrodzenie z tytułu rezerwy operacyjnej. Zdaniem OSP „nie byłoby poprawne podwójne wynagrodzenie DUB za tą samą moc, zarówno z tytułu rezerwy operacyjnej jak i nabytych mocy bilansujących”.

W przypadku niedostarczenia mocy bilansujących, które nie zostały odtworzone, opłata za niedostarczoną moc jest wyznaczana na podstawie większej z cen rezerwy operacyjnej i ceny mocy bilansującej. Opłata nie jest wyznaczana na podstawie sumy tych cen. Dodatkowo, jednostkowa opłata jest pomniejszana o cenę energii odchylenia (przy czym wartość wynikowa nie może być niższa niż 0 zł/MW-h), jeżeli jednocześnie niedostarczenie tej mocy bilansującej wiązało się z powstaniem energii odchylenia.

W toku konsultacji projektu WDB OSP, opierając się na zasadzie braku podwójnego wynagrodzenia, skorygował treść pkt 14.4.2(3) i 14.4.2(5) nowych WDB. Określenie „mocami bilansującymi dostarczonymi” zostało zmienione na „mocami bilansującymi aktywowanymi”. Brak dostarczenia aktywowanej mocy bilansującej nie powinien być powodem dodatkowego wynagrodzenia JG wynikającego z braku odjęcia ceny COR z cen energii bilansującej objętej mocami bilansującymi, które zostały aktywowane, ale nie zostały dostarczone.

 

Moc bilansująca a rynek mocy

 

Procesy rynku bilansującego w odniesieniu do poszczególnych jednostek grafikowych nie są powiązane z działaniami w obszarze rynku mocy, w szczególności rozliczenia rynku bilansującego nie są zależne od kontraktów mocowych zawartych na rynku mocy.

Wyjaśnienia w tym zakresie zawarto w cyt. Raporcie z 28 czerwca 2023 r. Na pytanie Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej w brzmieniu:

„Na jakiej zasadzie jest powiązana realizacja usług energii bilansującej oraz mocy bilansującej tzn.: czy wykorzystanie oferowanej mocy w ramach rynku energii bilansującej jest tożsame z wykorzystaniem tej samej mocy w ramach rynku mocy lub, czy wykorzystanie mocy z rynku energii bilansującej pomniejszą możliwą do dyspozycji moc na RMB?”

OSP odpowiedział, iż nabycie mocy bilansujących w ramach RMB (rynku mocy bilansujących), RBN (rynku bilansującego dnia następnego) oraz RBB (rynku bilansującego dnia bieżącego) ma na celu zapewnienie dostępności rezerw mocy. Aktywacja energii bilansującej z nabytych mocy bilansujących oznacza wykorzystanie tych rezerw. Powyższe nie ma związku z obowiązkiem mocowym z rynku mocy. 

Zaloguj się, aby zobaczyć.