Słownik rynku energii
Kodeks sieci dotyczący bilansowania energii elektrycznej
- Kategoria: Słownik rynku energii
Jako Kodeks sieci dotyczący bilansowania energii elektrycznej (EBGL) określane jest potocznie Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiające wytyczne dotyczące bilansowania.
|
31 stycznia 2024
1 lipca 2020 |
Decyzja Prezesa URE z dnia 5 marca 2020 znak DRR.WRE.744.35.2019.Pst zatwierdzająca Warunki dotyczące Bilansowania (WDB) podkreśla, iż EBGL jako rozporządzenie Komisji Europejskiej jest aktem wyższego rzędu w stosunku do ustawy - Prawo energetyczne a zatem ma pierwszeństwo stosowania.
EBGL reguluje w szczególności następujące obszary:
- harmonizacja zakupu usług bilansujących na poziomie regionalnym lub europejskim,
- wymiana mocy bilansującej i współdzielenia rezerw,
- rezerwacja i wykorzystanie zdolności przesyłowych pomiędzy obszarami rynkowymi,
- rozliczanie niezbilansowania,
- Integracja rynków bilansujących w Europie.
Art. 18 Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania określa wymaganą treść warunków dla dostawców usług bilansujących oraz warunków dla podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie.
Sposób implementacji tych wymogów w systemie polskim opisano w dokumencie „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”. Poniżej kluczowe informacje przedstawione w tym zakresie przez PSE S.A..
W odniesieniu do art. 18(5)a Rozporządzenia 2017/2195, każdy dostawca usług bilansujących (DUB) powinien posiadać co najmniej jedną jednostkę grafikową, która aktywnie uczestniczy w Rynku Bilansującym oraz dedykowany system informatyczny wykorzystywany do komunikacji między poszczególnymi DUB a OSP, na przykład w celu aktywacji energii bilansującej. każdy DUB zapewnia usługi bilansowania za pośrednictwem należących do niego jednostek grafikowych. Tylko jednostka grafikowa spełniająca wymagania techniczne może zapewnić regulację częstotliwości. Rezerwa zastępcza może być zapewniana zarówno przez jednostki wytwórcze, jak i jednostki odbiorcze.
W odniesieniu do art. 18(5)d Rozporządzenia2017/2195, każdy DUB podczas procesu kwalifikacji wstępnej powinien dostarczyć dokumentację potwierdzającą techniczne możliwości jednostki grafikowej w zakresie zapewniania poszczególnych rodzajów rezerw. Każdy DUB, w ramach działania Rynku Bilansującego, przesyła dla każdej jednostki grafikowej zgłoszenie oferty na potrzeby zintegrowanego procesu grafikowania.
W odniesieniu do art. 18(5)e Rozporządzenia2017/2195, każda oferta w ramach zintegrowanego procesu grafikowania zgłoszona przez DUB jest przypisana do określonej jednostki grafikowej. Ponieważ obszar niezbilansowania odpowiada pojedynczej jednostce grafikowej, podmiot odpowiedzialny za bilansowanie (POB) będący właścicielem poszczególnych jednostek grafikowych jest odpowiedzialny za równoważenie wszystkich ofert przypisanych do tej jednostki. Ocena świadczenia usług bilansujących przez ich dostawców (art. 18(5)f) jest przeprowadzana na podstawie pomiarów w czasie rzeczywistym.
W odniesieniu do art. 18(5)g Rozporządzenia 2017/2195 PSE nie wykorzystują produktów standardowych ani specyficznych w rozumieniu Rozporządzenia2017/2195. PSE nie przystąpiły jeszcze do żadnej z platform wymiany energii bilansującej, dlatego też obecnie PSE wykorzystują wyłącznie produkty lokalne oparte na ofertach zintegrowanego procesu grafikowania zgłaszanych przez poszczególnych DUB.
W odniesieniu do art. 18(6)a i art. 18(6)c Rozporządzenia2017/2195 definicję odpowiedzialności za bilansowanie dla każdej linii transgranicznej opracowano w taki sposób, aby uniknąć jakichkolwiek luk lub dublowania się odpowiedzialności za bilansowanie spoczywającej na różnych uczestników rynku świadczących usługi w ramach tej linii. Każdy uczestnik rynku bilansującego jest POB, natomiast obszar niezbilansowania jest definiowany na poziomie jednostki grafikowej. Jedynym podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie połączeń z systemami przesyłowymi innych operatorów są PSE i ponoszą pełną odpowiedzialność za ich bilansowanie.
W odniesieniu do art. 18 (6)d Rozporządzenia 2017/2195 każdy POB jest zobowiązany dostarczyć przyłączającemu OSP informacje o umowach sprzedaży energii zawartych na poziomie jednostki grafikowej z innymi POB oraz zobowiązany jest dostarczyć dane pomiarowe dla każdej jednostki grafikowej POB.
W odniesieniu do art. 18 (6)g Rozporządzenia 2017/2195 określa się jedną cenę niezbilansowania dla całego obszaru grafikowania, dlatego obszar ceny niezbilansowania jest równy obszarowi grafikowania.
W odniesieniu do art. 18(6)e, 18(7)a, 18(7)c, 18(8)a i 18(8)b Rozporządzenia 2017/2195 proces zintegrowanego grafikowania w Polsce rozpoczyna się w dobie poprzedzającej dostawę energii elektrycznej i oferty w ramach tego procesu są składane przez poszczególnych DUB nie później niż do godziny 14:30 w dobie poprzedzającej dostawę energii elektrycznej. Złożenie oferty w ramach zintegrowanego procesu grafikowania dla całej dostępnej mocy jest obowiązkowe dla wszystkich jednostek wytwórczych aktywnie uczestniczących w rynku bilansującym. Poszczególni DUB nie oferują niewykorzystanych mocy wytwórczych ani innych środków bilansujących po czasie zamknięcia bramki dla Międzyobszarowego Rynku Dnia Bieżącego. Niemniej jednak oferty w ramach zintegrowanego procesu grafikowania złożone w horyzoncie Rynku Dnia Następnego są obowiązujące również w horyzoncie dnia bieżącego.
W odniesieniu do art. 18(5)j i 18(6)f, rozliczenia usług bilansujących i energii niezbilansowania są przeprowadzane dla każdej dekady miesiąca. Dane dotyczące wstępnych rozliczeń są dostępne w dobie d+1, a ostateczne w dobie d+4. Korekta rozliczeń jest możliwa w następujących miesiącach: m+2, m+4, m+15.
Druga główna część Sprawozdania przedstawia analizę mechanizmu zapewniania rezerw mocy, która obejmuje:
1. Analizę procesu określania wielkości rezerwy mocy, w tym uzasadnienie i wyjaśnienie dotyczące obliczonych wymogów rezerwy mocy zgodnie z art. 60(2) b Rozporządzenia 2017/2195.
Rezerwy mocy określane są dla: Planu Koordynacyjnego Rocznego (18%), Planu Koordynacyjnego Miesięcznego (17%), Bilansu Techniczno-Handlowego Dobowego (14%) oraz Planu Koordynacyjnego Dobowego (9%).
2. Analizę optymalnego zapewniania rezerwy mocy, w tym uzasadnienie i wyjaśnienie dotyczące wolumenu mocy bilansującej zgodnie z art. 60(2)c Rozporządzenia 2017/2195.
Ze względu na łączne pozyskiwanie energii i rezerw w ramach zintegrowanego procesu grafikowania, który ma miejsce po zamknięciu rynku giełdowego, zasoby świadczące rezerwy nie są wykluczone z rynku energii. Ponadto łączne pozyskiwanie energii i rezerw w ramach procesu ko-optymalizacji zapewnia optymalne wykorzystanie dostępnych zasobów w celu pozyskania energii i zapewnienia wymaganego poziomu rezerw.
|
Rynek bilansujący energii elektrycznej
|
Linki3. Wyjaśnienie i uzasadnienie zakupu mocy bilansującej bez wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw zgodnie z art. 60(2)f Rozporządzenia 2017/2195.
Ze względu na brak kontraktacji mocy bilansującej PSE nie zakupują mocy bilansującej, w związku z czym nie ma potrzeby przedstawiania wyjaśnień dotyczących jej zakupu bez wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw.
4. Analizę możliwości wymiany mocy bilansującej i współdzielenia rezerw zgodnie z art. 60(2)e Rozporządzenia 2017/2195.
PSE nie kontraktują mocy bilansującej. Współdzielenie rezerw mocy PSE z sąsiednimi OSP byłoby nieefektywne ze względu na znaczną niepewność wynikającą z braku wystarczająco skoordynowanego mechanizmu alokacji zdolności przesyłowych w regionie Europy kontynentalnej. Niegrafikowe przepływy mocy z Niemiec przez Polskę, Czechy i Słowację w kierunku Austrii, będące konsekwencją zamkniętej sieci przesyłowej w Europie Środkowej, skutkują brakiem możliwości współdzielenia rezerw mocy ze względu na dynamiczny charakter nieplanowych przepływów kołowych i w związku z tym brak możliwości zapewnienia z wyprzedzeniem dostępności zdolności przesyłowych w celu dostarczania energii elektrycznej ze współdzielonych rezerw. Ponadto z uwagi na fakt, że PSE w ramach zintegrowanego procesu grafikowania, pozyskują rezerwy mocy z wyprzedzeniem jednej doby, podczas gdy sąsiedni OSP robią to w dłuższym horyzoncie czasowym, możliwość podziału rezerw jest bardzo ograniczona. Pomimo braku współdzielenia rezerw, w sytuacji nagłej potrzeby, PSE są w stanie dostarczyć energię do sąsiednich OSP wykorzystując międzyoperatorskie mechanizmy operacyjne, np. Agreed Supportive Power / Emergency Deliveries.
Trzecia główna część Sprawozdania zawiera analizę mechanizmu aktywacji i rozliczania energii bilansującej. Analiza składa się z trzech punktów, które obejmują:
1. Analizę skuteczności funkcji optymalizacji aktywacji w odniesieniu do energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości oraz w stosownych przypadkach w odniesieniu do energii bilansującej z rezerw zastępczych zgodnie z art. 60(2)g Rozporządzenia 2017/2195.
PSE stosują skuteczne środki planowania pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), które obejmują systemy informatyczne umożliwiające bezpieczną pod względem technicznym i optymalną pod względem ekonomicznym pracę tego systemu. Stosowane przez PSE rezerwy mocy pierwotna, wtórna i trójna umożliwiają reagowanie w adekwatny sposób do zmieniających się uwarunkowań wpływających na funkcjonowanie KSE. Wykonywane przez PSE czynności regulacyjne częstotliwości irozpływów mocy, w szczególności w liniach połączeń transgranicznych wynikają z potrzeby równoważenia podaży i popytu na energię elektryczną oraz dotrzymywania warunków umów handlowych.
2. Analizę zgodności rozliczeń energii bilansującej i niezbilansowania z wymogami ustanowienia wytycznych dotyczących bilansowania energii elektrycznej zgodnie z art. 44(1) Rozporządzenia 2017/2195.
System wyceny i rozliczeń w obszarze Rynku Bilansującym oparty jest na cenach marginalnych i dlatego właściwie odzwierciedlają sytuację niezbilansowania i wartość energii elektrycznej w czasie rzeczywistym. W związku z tym stanowią one zachętę dla podmiotów uczestniczących w Rynku Bilansującym do zbilansowania systemu i podejmowania działań w celu przywrócenia bilansu systemu. Mechanizm marginalnego ustalania cen poprzez rozliczanie usług po cenie najdroższej przyjętej oferty motywuje również uczestników Rynku Bilansującego do zachowania się zgodnie z zasadami konkurencji poprzez tworzenie zachęt do składania ofert opartych na krótkoterminowych marginalnych kosztach wytwarzania oraz do oferowania usług bilansujących na Rynku Bilansującym. Rozliczenia są również neutralne finansowo dla PSE, jako podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie podaży i popytu na energię w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym i współpracę z zagranicznymi systemami elektroenergetycznymi, a także stanowią zachęty dla PSE do wywiązywania się z obowiązku zapewnienia wymaganego poziomu rezerw. Ponieważ ceny marginalne stosowane są przez większość OSP w Europie i przewidziane są do rozliczeń energii bilansującej wymienianej w ramach europejskich platform wymiany energii bilansującej, mechanizm stosowany przez PSE powinien umożliwiać stosunkowo łatwą harmonizację mechanizmów rozliczania niezbilansowania.
3. Dodatkowe mechanizmy rozliczeniowe odrębne od rozliczenia niezbilansowania zgodnie z art. 44(3) Rozporządzenia 2017/2195. Wg Sprawozdania obecnie na polskim Rynku Bilansującym nie stosuje się dodatkowego mechanizmu rozliczeń odrębnego od rozliczania niezbilansowania na potrzeby rozliczenia kosztów zakupu mocy bilansującej, kosztów administracyjnych i innych kosztów związanych z bilansowaniem. Brak tego mechanizmu jest związany z faktem, że PSE nie pozyskują mocy bilansującej.