Słownik rynku energii
Rezerwa operacyjna
- Kategoria: Słownik rynku energii
Rezerwa operacyjna oznacza rezerwę mocy możliwą do wykorzystania przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego (OSP) jako dostawa energii elektrycznej do sieci lub zmniejszenie poboru energii z sieci przez aktywację oferty na energię bilansującą, dostępną z okresem przygotowawczym (o którym mowa w art. 2 pkt 29 rozporządzenia 2017/2195), nie dłuższym niż 30 minut (par. 2 pkt 34 rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
|
31 stycznia 2024
27 września 2023 Decyzja Prezesa URE zatwierdzająca WDB, DRR.WRE.744.17.2023.ŁW Termin wejścia w życie zmian w WDB 14 czerwca 2024 r.
Komunikat OSP dotyczący wystąpienia do Prezesa URE o zatwierdzenie Warunków Dotyczących Bilansowania |
Termin powiązany jest z kwestią tzw. scarcity pricing oraz potrzebą wprowadzenia mechanizmu wyceny niedoboru rezerw mocy, zgodnie z pkt 16 lit. e decyzji Komisji Europejskiej z 7 lutego 2018 r. nr SA.46100 (patrz niżej).
Rozliczenia rezerwy operacyjnej określono szczegółowo w punkcie 14.6 Warunków Dotyczących Bilansowania (WDB).
W zakresie sposobu rozliczeń, zgodnie z WDB podstawą do wystawienia faktury oraz faktury korygującej jest sporządzony przez OSP odpowiednio raport handlowy rezerwy operacyjnej oraz raport handlowy korygujący rezerwy operacyjnej. Faktury i faktury korygujące za rezerwę operacyjną w poszczególnych okresach rozliczeniowych wystawia Dostawca Usług Bilansujących (DUB).
Faktury za rezerwę operacyjną powinny zawierać następujące wielkości rozliczeniowe:
- sumaryczną wielkość rozliczanej rezerwy operacyjnej w okresie rozliczeniowym dla wszystkich jednostek grafikowych danego DUB;
- cenę dekadową rezerwy operacyjnej w okresie rozliczeniowym dla wszystkich jednostek grafikowych danego DUB;
- sumaryczną należność za rezerwę operacyjną w okresie rozliczeniowym dla wszystkich jednostek grafikowych danego DUB.
Koszt rezerwy operacyjnej jest związany z rozliczeniem mocy dostępnych dla OSP ponad nabyte wielkości mocy bilansujących. Koszt rezerwy operacyjnej dla danego okresu rozliczenia jest wyznaczany jako suma należności za rezerwę operacyjną wszystkich jednostek grafikowych.
Interesujące wyjaśnienia dotyczące roli rezerwy operacyjnej po wdrożeniu nowych reguł rynku bilansującego od 2024 r. zawiera 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.
|
|
W cyt. dokumencie OSP wskazał, iż wdrożenie mechanizmu rezerwy operacyjnej jest realizacją zobowiązania złożonego przez Polskę w procesie notyfikacji do Komisji Europejskiej wdrożenia rynku mocy.
Rezerwa operacyjna jest składnikiem kompensującym niedostateczną aktywność strony odbiorowej na rynku bilansującym (nieelastyczny popyt). Wartość składnika rezerwy operacyjnej dodawanego do ceny energii bilansującej (a przez to też pośrednio do ceny energii niezbilansowania) jest zależna od wielkości rezerwy operacyjnej. W szczególności, dla poziomu rezerwy operacyjnej, dla którego prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną odbiorców końcowych (LOLP) jest równe 0, cena rezerwy operacyjnej przyjmuje wartość 0 zł/MW-h.
Dodatkowo, w celu ograniczenia wpływu długoterminowych niedoborów mocy, w mechanizmie rezerwy operacyjnej został zaimplementowany górny limit dobowy ceny rezerwy operacyjnej (CORDMax), który zabezpiecza przed nadmiernym wzrostem cen rezerwy operacyjnej oraz jej wpływem na wzrost cen energii bilansującej.
Ponadto parametr αMax, stosowany do wyznaczenia ograniczonej średniej ceny rezerwy operacyjnej dla kwartału, ma na celu ograniczenie kwartalnej zmienności średniej ceny rezerwy operacyjnej i zapobiec ewentualnemu rozchwianiu cen rezerwy operacyjnej wskutek zaburzeń dostępności mocy o dużej wartości, które mogłyby wyniknąć ze zdarzeń, których skutki wykroczyłyby poza kilka kwadransów.
Wg oceny OSP mechanizm wyceny rezerwy operacyjnej spełnia wymogi zawarte w ww. decyzji Komisji Europejskiej uzgadniającej polski rynek mocy poprzez stosowanie górnego limitu ceny (CORMax), który jest częścią wartości VOLL i jest zgodny z § 25 ust. 2 pkt 4 rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
Uwaga ta została przedstawiona jako odpowiedź na zarzut Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, iż:
"Mechanizm wyceny rezerw (dodatek „scarcity pricing) powinien spełniać wymogi zawarte w Decyzji KE uzgadniającej polski rynek mocy. Decyzja zawiera, warunek, że wycena powinna być dokonywana z uwzględnieniem LOLP (współczynnik prawdopodobieństwa niedostarczenia energii z powodu braku wystarczających mocy dyspozycyjnych w KSE (ang. loss of load probability, LOLP) VOLL). W okresie wyczerpania rezerw dodatek „sc” nie powinien być niższy niż górny limit ceny. Współczynnik Ap ma zadanie dostosowywać poziom cen rezerw mocy do aktualnej sytuacji rynkowej i potrzeb kreowania sygnałów dla inwestorów ioperatorów nowych, elastycznych JWCD".
OSP aktualnie nie planuje wprowadzenia mechanizmu rezerwy operacyjnej w dół. Ww. Raport OSP z dnia 28 czerwca 2023 r. zawiera w tym zakresie wyjaśnienie, iż wprowadzane zmiany zasad funkcjonowania rynku bilansującego, szczególnie w zakresie sygnałów cenowych tworzonych na rynku bilansującym, powinny przyczynić się do lepszej integracji OZE w krajowym systemie elektroenergetycznym. W konsekwencji przełoży się to na zmniejszenie nierynkowych redukcji OZE.
Wynagrodzenie z tytułu rezerwy operacyjnej a wynagrodzenie za moc bilansującą
W cyt. Raporcie PSE S.A. z 28 czerwca 2023 r. odniósł się także do relacji wynagrodzenia z tytułu rezerwy operacyjnej do wynagrodzenia za moc bilansującą.
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.