Kategoria: Słownik rynku energii

Data utworzenia: 29 czerwiec 2020

Data zmiany: 30 listopad 2023

• Rezerwa utrzymania częstotliwości
• FCR
• Frequency Containment Reserve

 

Rezerwy utrzymania częstotliwości (Frequency Containment Reserve - FCR) oznaczają rezerwy mocy czynnej dostępne w celu utrzymania częstotliwości systemu po wystąpieniu niezbilansowania (art. 3 ust. 2 pkt 6 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiające wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektryczne).

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.

Zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP - Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci zatwierdzone decyzją Prezesa URE nr DPK-4320-1(4)/2011/LK z dnia 15 grudnia 2011 r., w brzmieniu ustalonym Kartą aktualizacji nr CK/11/2020 zatwierdzoną decyzją Prezesa URE nr DRR.WRE.4320.3.2020.PSt z dnia 3 kwietnia 2020 r. od dnia 7 kwietnia 2020 r.) Operator Systemu Przesyłowego (OSP - w Polsce PSE S.A.) wykorzystuje rezerwę regulacji pierwotnej do regulacji mocy i częstotliwości w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE).

Ze względu na pracę synchroniczną KSE z systemami przesyłowymi operatorów zrzeszonych w ENTSO-E obowiązują w nim, w zakresie regulacji mocy i częstotliwości wymagania dotyczące regulacji pierwotnej, wtórnej oraz dokładności dotrzymywania salda uzgodnionej wymiany międzysystemowej określone w SAFA RGCE (tj. umowie zawartej przez OSP działających w Regional Group Continental Europe w ramach ENTSO-E).

Zgodnie z IRiESP, OSP zapewnia realizację wymagań technicznych SAFA RGCE dotyczących regulacji poprzez:

• zapewnienie dostępu do wymaganego zakresu rezerw m.in. w zakresie regulacji pierwotnej,
• zapewnienie parametrów tej regulacji,
• utrzymanie regulatora centralnego.

Linki Frequency Containment Reserve (FCR)

Minimalna wielkość wymaganej rezerwy regulacji pierwotnej wyznaczana jest corocznie w ramach ENTSO-E dla wszystkich systemów Europy kontynentalnej. Rozpoczęcie działania regulacji pierwotnej powinno nastąpić kilka sekund od momentu wystąpienia zakłócenia, przy czym co najmniej 50% pasma mocy regulacyjnej powinno być uaktywnione w czasie nie dłuższym niż 15 s, a pozostała część pasma mocy regulacyjnej (do 100%) powinna być uaktywniona w maksymalnym czasie do 30 s..

Wytwórcy, których jednostki wytwórcze są technicznie przystosowane do pracy w regulacji pierwotnej są zobowiązani, na polecenie OSP, do udziału w regulacji pierwotnej, przy czym:

• dla jednostek wytwórczych nie posiadających możliwości nastawiania strefy martwej, aktywacja regulacji pierwotnej odbywa się poprzez załączenie, na polecenie OSP, toru regulacyjnego korekty mocy od częstotliwości;
• dla jednostek wytwórczych posiadających możliwości nastawiania strefy martwej, aktywacja regulacji pierwotnej odbywa się poprzez ustawienie odpowiedniej strefy martwej na poziomie ustalonym przez OSP, przy stale załączonym torze regulacyjnym korekty mocy od częstotliwości;
• wytwórcy zobowiązani są do utrzymywanie nastawień parametrów regulacji pierwotnej zgodnie z poleceniem OSP;
• wytwórcy zobowiązani są do informowania o każdej zmianie parametrów pracy regulacji pierwotnej.

Zgodnie ze opublikowanym w dniu 14 lipca 2020 przez PSE S.A. Projektem zmian nr 1/2020 Warunków Dotyczących Bilansowania:

• parametry układów regulacji pierwotnej są określone w umowie przesyłania oraz w potwierdzeniu spełnienia kryteriów dla kwalifikacji wstępnej jednostek grafikowych (JG) wytwórczych aktywnych (JGWa) do świadczenia usługi wykorzystania rezerwy FCR;
• przedmiotem zakupu przez OSP jest udział JGWa w regulacji pierwotnej polegający na pracy JGWa z załączonym, na polecenie OSP, poprawnie działającym układem regulacji pierwotnej;
• polecenie załączenia układu regulacji pierwotnej jest wydawane przez OSP w procesie planowania Bieżącym Planie Koordynacyjnym Dobowym (BPKD);
• w regulacji pierwotnej uczestniczą JGWa ze znacznikiem aktywności równym 1 albo 2 (ZAK=1 albo ZAK=2) reprezentujące pojedyncze jednostki wytwórcze wyposażone w odpowiednie układy regulacji;
• zdolność do udziału w regulacji pierwotnej oznacza utrzymywanie sprawnych układów regulacji pierwotnej (jest to wymóg obligatoryjny dla wszystkich JGWa reprezentujących jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD);
• JGWa reprezentujące inne jednostki mogą świadczyć usługę udziału w regulacji pierwotnej po spełnieniu wymagań technicznych i kwalifikacji wstępnej. 

Wg opublikowanego w dniu 14 maja 2020 r. przez Ministerstwo Klimatu Polskiego Planu Wdrażania "do tej pory Polska nie miała problemów z dostępem do usługi FCR". Ww. dokument Ministerstwa Klimatu z dnia 14 maja 2020 r. wskazuje ponadto, iż:

• 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.

Bilansowanie energii elektrycznej

Wg ww. dokumentu z 14 maja 2020 r. "Polska nie planuje przyłączyć się do regionalnych inicjatyw na rzecz pozyskiwania zasobów dla FCR".

W Polsce wielkość FCR to około 170 MW, dokładna wartość zależy od warunków panujących w krajowym systemie elektroenergetycznym (Usługi systemowe realizowane przez energetykę wiatrową o różnym stopniu integracji z systemem elektroenergetycznym, Michał Połecki, Dariusz Baczyński, Rynek Energii 3/2018).

Zgodnie z opublikowanym przez PSE S.A. w dniu 28 czerwca 2023 r. projektem Warunków Dotyczących Bilansowania (WDB) FCR stanowi rezerwę mocy czynnej dostępną w celu utrzymania częstotliwości systemu po wystąpieniu niezbilansowania. Kwalifikacja JG do świadczenia FCR dotyczy odrębnie kierunku w górę (FCR_G) oraz kierunku w dół (FCR_D). W świadczeniu FCR_G lub FCR_D Dostawca Usług Bilansujących (DUB) może uczestniczyć poprzez każdą JG, w odniesieniu do której jest ważne potwierdzenie spełnienia kryteriów kwalifikacji do świadczenia usług bilansujących w zakresie odpowiednio FCR_G lub FCR_D.

Na zdolność JG do świadczenia FCR_G lub FCR_D składają się:

• posiadanie aktualnego potwierdzenia spełnienia kryteriów kwalifikacji do świadczenia usług bilansujących odpowiednio w zakresie FCR_G lub FCR_D;
• utrzymywanie sprawnych układów regulacji niezbędnych do świadczenia odpowiednio FCR_G lub FCR_D.

Przedmiotem zakupu przez OSP jest:

• moc JG zarezerwowana na potrzeby świadczenia mocy bilansującejF CR_G lub FCR_D, w zakresie której DUB jest zobowiązany utrzymywać gotowość do aktywacji FCR_G lub FCR_D w ilości energii bilansującej odpowiadającej nabytej wielkości mocy bilansującej odpowiednio FCR_G lub FCR_D; oraz
• praca JG z załączonym, na polecenie OSP, poprawnie działającym układem regulacji FCR_G lub FCR_D.

Parametry JG dotyczące FCR_G lub FCR_D są zawarte w umowie przesyłania.

W opublikowanym przez PSE S.A. 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) znaleźć można następujące wyjaśnienia dotyczące zgłaszania grafików mocy bilansującej FCR.

Zasadniczo suma grafików mocy bilansujących w zgłoszonych w ramach rynku bilansującego dnia następnego (RBN) programach pracy dla JG danego DUB nie może być większa niż moc bilansująca danego typu nabyta od tego DUB w ramach Rynku Mocy Bilansujących (RMB). Wyjątkiem jest moc bilansująca FCR, dla której w przypadku zastosowania znacznika zakontraktowania mocy bilansującej równego 1 ten warunek może nie być spełniony. Znacznik zakontraktowania mocy bilansującej służy do wskazania co najwyżej jednej JG, dla której ze względu na minimalne zakresy rezerwy mocy jest zgłoszony grafik mocy bilansującej FCR większy niż przypisana do tej JG część mocy bilansującej FCR nabyta w ramach RMB od danego DUB.  Na przykład, DUB, który posiada dwie JG: JG A i JG B, obie z minimalnym zakresem rezerwy mocy FCR_G równym 5 MW, może sprzedać w ramach RMB 7 MW FCR_G i w ramach RBN zgłosić grafiki mocy bilansującej FCR_G dla obu swoich JG równe 5 MW.

Ponieważ suma tych grafików przekracza nabyte od tego DUB w ramach RMB 7 MW FCR_G, to dla jednej z tych JG, np. JG B, musi zostać określony znacznik zakontraktowania równy 1, aby wskazać, że grafik mocy bilansującej FCR_G dla JG B jest większy niż przypisana do tej JG część mocy bilansującej nabytej w ramach RMB, równa 2 MW. Za nadmiarowe 3 MW FCR_G dostępnej na JG B DUB nie otrzymuje wynagrodzenia, ale w procesie planowania traktuje się tę moc jak nabytą moc bilansującą pokrywającą zapotrzebowanie na FCR_G. Natomiast w przypadku niedostarczenia mocy bilansujących FCR_G na JG B wielkość niedostarczonych mocy jest ograniczana do wielkości rzeczywiście nabytych 2 MW, co oznacza że za nadmiarową moc FCR, która nie została dostarczona, nie ma rozliczenia za niedostarczone moce bilansujące.

Zaloguj się, aby zobaczyć.