FAQ
PRZEPŁYWY NIEPLANOWE
Co to są przesuwnik fazowe?

Przesuwniki fazowe są to specjalnego typu transformatory, które dzięki swojej konstrukcji umożliwiają regulację kąta napięcia, a przez to zmianę rozpływów mocy w systemie. W rezultacie Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE) zostanie wyposażony w środki zaradcze pozwalające z  jednej strony na ograniczanie niepożądanych nieplanowych przepływów z systemu niemieckiego wpływających na  bezpieczeństwo pracy KSE, a z drugiej strony - na obniżenie marginesów bezpieczeństwa stosowanych przy wyznaczaniu transgranicznych zdolności przesyłowych.

Przesuwniki fazowe przyczynią się do lepszego wykorzystania polskiej infrastruktury sieciowej, zwiększą możliwości absorpcji energii z farm wiatrowych oraz poprawią bezpieczeństwo pracy KSE i całego regionu CEE. Wymierną korzyścią dla uczestników rynku będą zwiększone zdolności importowe i eksportowe KSE. które polepszą warunki konkurencji na rynku energii elektrycznej. Zwiększone zdolności eksportowe umożliwią przy tym wzrost sprzedaży nadwyżek energii pochodzących z konkurencyjnych krajowych jednostek wytwórczych

Możliwe działania w kierunku zmniejszenia negatywnego wpływu przepływów nieplanowych na systemy elektroenergetyczne

Przeprowadzone przez OSP z regionu CEE (ČEPS, MAVIR, PSE, SEPS) analizy potwierdzają konieczność zmiany obecnych zasad rynkowych w zakresie organizacji handlowej wymiany transgranicznej w regionie CEE. Przyszłe zasady organizacji wymiany transgranicznej powinny gwarantować, że skutki przepływów nieplanowych, odczuwane obecnie głównie przez Czechy, Polskę, Słowację i Węgry, będą ponoszone przez te kraje, które w największym stopniu są odpowiedzialne za ich powstawanie. W opinii 4  OSP z regionu CEE, właściwe mechanizmy rynkowe dla alokacji zdolności transgranicznych w europejskim systemie elektroenergetycznym muszą właściwie uwzględniać współzależności pomiędzy transgraniczną wymianą handlową a wynikowymi rzeczywistymi przepływami mocy w sieci połączonej. ČEPS, MAVIR, PSE and SEPS są zdania, że jedynie właściwie zaimplementowana metodyka Flow-Based Allocation (FBA) może spełnić powyższy warunek. Tego rodzaju głęboka reforma zasad prowadzenia rynku energii elektrycznej pozwoli na zbliżenie reguł gry rynkowej do praw fizyki rządzących pracą systemów elektroenergetycznych oraz na lepszą integrację źródeł odnawialnych o nieregularnej charakterystyce wytwarzania. Wymaga to jednak zmiany obecnej definicji obszarów rynkowych lub zastosowania takiej modyfikacji mechanizmu FBA, która pozwoliłaby na  ograniczenie negatywnych skutków niewłaściwej definicji obszarów rynkowych. Jest to o tyle ważne, że mechanizm FBA zaimplementowany dla niewłaściwie określonych obszarów rynkowych (np. istniejący obecnie wspólny obszar rynkowy Niemiec i Austrii) nie będzie w stanie ograniczyć przepływów nieplanowych powodowanych wymianą prowadzoną wewnątrz tych obszarów (loopflows).

Z punktu widzenia PSE i KSE, konieczne jest rozdzielenie obszaru rynkowego Niemiec i Austrii oraz wprowadzenie obowiązku koordynacji wymiany handlowej pomiędzy tymi krajami, podobnie jak ma to mieć miejsce dla innych krajów regionu. Brak woli strony niemiecko-austriackiej do uwzględnienia tej granicy w mechanizmie Flow-Based Market Coupling nie  pozwoli na systemowe uregulowanie części przepływów nieplanowych wynikających z  wymiany handlowej i będzie stanowił dyskryminujące traktowanie dla uczestników rynku w pozostałych krajach CEE.

W opinii PSE oraz OSP z Czech, Słowacji i Węgier, utworzenie wspólnego obszaru rynkowego Niemiec i Austrii stoi w sprzeczności z obowiązującym Rozporządzeniem 714/EC/2009. Nakazuje ono koordynację alokacji zdolności przesyłowych, gdy wymiana handlowa pomiędzy dwoma krajami znacząco wpływa na przepływy w innych krajach (art.  3.1 w Congestion Management Guidelines, będących prawnie wiążącym załącznikiem do wspomnianego Rozporządzenia).

Pełny tekst studium znajduje się pod następującym linkiem: Studium CEPS, MAVIS, PSE i  SEPS ws. wpływu obszaru niemiecko-austriackiego na przepływy nieplanowe

Dołączone pliki:

Przepływy nieplanowane – podstawowe informacje
  • Przepływy nieplanowe to wymiana mocy, która nie została zgłoszona Operatorowi Systemu Przesyłowego (dalej nazywanemu również „OSP”) w postaci grafików wymiany transgranicznej, a tym samym nie jest objęta rynkowym mechanizmem alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych. W ogólnym ujęciu są to różnice pomiędzy handlowymi grafikami wymiany transgranicznej a  przepływami fizycznymi.
  • Polski system elektroenergetyczny został przełączony na pracę synchroniczną z systemem krajów Europy zachodniej (dawne UCTE) w 1995 r. Synchroniczna praca połączonych systemów przesyłowych oraz silnie oczkowa konfiguracja sieci powoduje występowanie tzw. przepływów wyrównawczych, które pojawiają się w sieci przesyłowej poszczególnych państw, nawet w przypadku braku handlowej wymiany transgranicznej (przyczyniających się do powstawania przepływów nieplanowych). Takie przepływy to naturalny efekt pracy połączonych systemów elektroenergetycznych wynikający z praw fizyki.
  • Przepływy nieplanowe nie są jedynie polskim problemem - w mniejszym lub większym zakresie pojawiają się na każdej granicy synchronicznej w Europie. W zależności od stanu rozwoju sieci stanowią istotny problem dla bezpieczeństwa pracy systemu i poziomu zdolności przesyłowych, jak np. w regionie Europy Centralno-Wschodniej, w krajach Beneluksu, na połączeniach transgranicznych centralnie położonych systemów takich jak Austria czy Szwajcaria lub nie stanowią jeszcze znaczącego problemu.
  • Jako podstawowe przyczyny występowania znaczących przepływów nieplanowych można wskazać:
    • niedostateczną koordynację handlowej wymiany transgranicznej w zakresie wpływu transakcji zawieranych w ramach obszarów rynkowych (obszar rynkowy to największy obszar geograficzny, w obrębie którego uczestnicy rynku mogą przesyłać energię elektryczną bez potrzeby korzystania z mechanizmu alokacji zdolności przesyłowych) bądź pomiędzy nimi, na inne obszary rynkowe nie będące stroną transakcji;
    • niewłaściwą konfigurację obszarów rynkowych, mającą bezpośredni wpływ na  istnienie obowiązku alokacji zdolności przesyłowych pomiędzy tymi obszarami;
    • dynamiczny rozwój generacji ze źródeł odnawialnych o zmiennej charakterystyce wytwarzania,  przekładający się na wzrost zmienności warunków pracy europejskiego systemu elektroenergetycznego.
  • Przepływy nieplanowe są negatywnym skutkiem niedoskonałości obecnie stosowanych w  Europie rynkowych mechanizmów organizacji wymiany transgranicznej. Polska od  dawna, między innymi poprzez swoich przedstawicieli z Urzędu Regulacji Energetyki, Ministerstwa Gospodarki oraz PSE S.A., prowadzi aktywne działania zmierzające do  unormowania tej kwestii i usprawnienia mechanizmów rynkowych do zarządzania przepływami energii  w europejskim systemie przesyłowym.
MARKET COUPLING
Co to jest czas zamknięcia bramki dla Rynku Dnia Następnego?

Czas zamknięcia bramki to czas, po którym uczestnicy nie mogą już zgłaszać ofert na rynku a zdolności przesyłowe już nie mogą być alokowane (dla danej jednostki czasu).

Kodeks określa czas zamknięcia bramki dla Rynku Dnia Następnego jako  godz. 12:00 CET. Czas zamknięcia bramki ma być taki sam w całej Europie.

Co to jest FB Market Coupling (FB MC)?
FB Market Coupling to mechanizm market coupling funkcjonujący w oparciu o zdolności przesyłowe wyznaczone zgodnie z metodyką FBA.
Co to jest Market Coupling (MC)?

Market Coupling to mechanizm alokacji zdolności przesyłowych, w ramach którego wymiana handlowa pomiędzy obszarami rynkowymi jest ustalana w procesie obrotu energii na giełdach energii na bazie ofert złożonych przez uczestników rynku oraz z wykorzystaniem zdolności przesyłowych wyznaczonych przez Operatorów. W mechanizmie Market Coupling, ceny dla każdego obszaru rynkowego mają być wyznaczane w sposób skoordynowany, a alokacja zdolności przesyłowych ma się odbywać na podstawie różnicy cen pomiędzy poszczególnymi obszarami rynkowymi (giełdami energii). Innymi słowy, mechanizm market coupling, mając dostęp do wszystkich ofert handlowych zgłoszonych na giełdy w ramach zorganizowanego Rynku Dnia Następnego, wyznacza w oparciu o przybliżony model sieci przesyłowej wykorzystywany do celów handlu transgranicznego transakcje generujące najwyższą nadwyżkę rynkową. Uczestnicy rynku nie dokonują rezerwacji zdolności przesyłowych na potrzeby realizacji swoich transakcji, a jedynie dokonują transakcji zakupu/sprzedaży energii na rynku, do którego są geograficznie przypisani. Jest to więc model aukcji niejawnych (ang. implicite), tj. aukcji łączących obrót prawami przesyłowymi i energią elektryczną

W prowadzonym obecnie w Europie procesie budowy wspólnotowego rynku energii, Market Coupling jest tzw. Modelem docelowym dla  Rynku Dnia Następnego, integrującym krajowe systemy elektroenergetyczne w celu uzyskania wzrostu efektywności ich funkcjonowania przy jednoczesnym spełnieniu kryteriów bezpieczeństwa.

Co to jest metoda Flow-Based - FB/ Flow-Based Allocation / FBA?
Flow-Based Allocation (FBA) to metodyka wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych między obszarami rynkowymi w ramach której alokacja zdolności przesyłowych odbywa się z uwzględnieniem fizycznych przepływów energii elektrycznej. FBA umożliwia uwzględnienie współzależności pomiędzy transakcjami handlowymi w sieci połączonej, dzięki czemu alokacja zdolności przesyłowych jest prowadzona w sposób skoordynowany.  Opiera się ona na macierzy zależności pomiędzy bilansem wymiany handlowej obszaru rynkowego (eksportem/importem), a przepływami na najważniejszych liniach przesyłowych, tzw. krytycznych elementach systemu (critical branches). Macierz ta nosi nazwę macierzy PTDF (Power Transfer Distribution Factors). Wybór krytycznych elementów systemu, na których przepływy są monitorowane, jest dokonywany przez Operatorów, którzy mając najlepszą wiedzę o strukturze swojej sieci określają elementy systemu, których poziom obciążenia jest wyznacznikiem bezpieczeństwa pracy systemu. W praktyce są to elementy o największej czułości na zmienny poziom wymiany transgranicznej. Warto zwrócić uwagę, że nie muszą to być wyłącznie linie transgraniczne, ale mogą to być także linie wewnętrzne danego obszaru rynkowego.
Co to jest Model Docelowy?

Docelowy model rynku energii elektrycznej dla Rynku Dnia Następnego w Europie zakłada, że ceny dla każdego obszaru rynkowego mają być wyznaczane w sposób skoordynowany w ramach europejskiego mechanizmu market coupling. Alokacja zdolności przesyłowych ma być realizowana na podstawie różnicy cen pomiędzy poszczególnymi obszarami rynkowymi. Jest to więc model aukcji typu implicit, tj. aukcji łączących obrót prawami przesyłowymi i energią elektryczną. Uczestnicy rynku nie dokonują rezerwacji zdolności przesyłowych na potrzeby realizacji swoich transakcji, a jedynie dokonują transakcji zakupu/sprzedaży energii na rynku, do którego są geograficznie przypisani. Alokacja zdolności przesyłowych odbywa się w trakcie dokonywania obrotu energią, w sposób maksymalizujący łączną nadwyżkę rynkową (ang. market surplus).

Mechanizm Rynku Dnia Następnego będzie uzupełniony o Rynek Dnia Bieżącego, działający na zasadzie ryku ciągłego i transgraniczny rynek bilansujący oraz rynek praw długoterminowych.

Co to jest obszar rynkowy?

Obszar rynkowy (Bidding Area - BA) -  obszar ofertowania, to ograniczona geograficznie część sieci systemowej, w którym składane są oferty wytwórców (i ewentualnie odbiorców) i możliwe jest wyznaczenie jednolitej ceny rynkowej energii dla określonej godziny  lub grupy godzin na Rynku Dnia Bieżącego, Rynku Dnia Następnego lub na rynki o dłuższych horyzontach czasowych.

Zgodnie z Art. 2 ust. 2 kodeksu CACM („Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management”) obszar rynkowy oznacza największy obszar geograficzny, w obrębie którego uczestnicy rynku mogą przesyłać energię elektryczną bez potrzeby korzystania z mechanizmu alokacji zdolności przesyłowych.

Co to jest Rynek Dnia Następnego?
W europejskim modelu rynku energii elektrycznej, Rynek Dnia Następnego (Day Ahead Market) jest to tzw. rynek zorganizowany, prowadzony w oparciu o handel na giełdach energii. Uczestnicy rynku zawierają transakcje poprzez złożenie ofert kupna i sprzedaży energii w swoim obszarze rynkowym. Zawierane transakcje dotyczą godzin 00:00 do 24:00 dnia następnego.
Jakie będą korzyści z europejskiego mechanizmu MC?

W europejskim rynku energii elektrycznej kluczowym elementem będzie segment Rynku Dnia Następnego, a ceny wyznaczane na połączonym rynku giełdowym będą punktem odniesienia dla cen energii w kontraktach długoterminowych. Ważną cechą mechanizmu market coupling jest optymalizacja wykorzystania zdolności transgranicznych, tzn. połączenia transgraniczne będą automatycznie wykorzystywane gdy jest to uzasadnione różnicą w cenach energii na Rynku Dnia Następnego.

W modelu MC cena energii jest wyznaczana w tym samym momencie dla wszystkich krajów, a nabywanie energii i zdolności przesyłowych podczas jednej transakcji ma optymalizować poziom wymiany transgranicznej. Rezultatem tego jest stopniowe wyrównywanie cen energii w Europie. Wspomniany efekt optymalizacyjny ma tu szczególne znaczenie. Dziś takim niedoskonałym optymalizatorem są przedsiębiorstwa obrotu wykorzystujące możliwości arbitrażu cenowego pomiędzy krajowymi rynkami energii. Jest to jednak optymalizacja na poziomie poszczególnego przedsiębiorstwa, w dodatku realizowana poprzez udział w osobnych rynkach tj. rynku energii i rynku zdolności przesyłowych.

Połączenie mechanizmów FBA i market coupling umożliwi koordynację wymiany transgranicznej w Europie.

BILANSOWANIE SYSTEMU
Co to jest Krajowy System Elektroenergetyczny?

Krajowy System Elektroenergetyczny zapewnia całemu społeczeństwu powszechność dostępu i  korzystanie z zalet energii elektrycznej. Jego znaczenie wyraźnie zaznaczono w dokumencie Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, który Rada Ministrów przyjęła w listopadzie 2009 roku. Dwa pierwsze z sześciu jego priorytetów to poprawa efektywności energetycznej oraz wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii.  W ramach poprawy efektywności energetycznej zakłada się m.in. zmniejszenie wskaźnika strat sieciowych w przesyle i dystrybucji poprzez modernizację obecnych i budowę nowych sieci, wymianę transformatorów o niskiej sprawności oraz rozwój generacji rozproszonej. Z kolei w obszarze działań na rzecz wzrostu bezpieczeństwa dostaw paliw i  energii przewiduje się rozbudowę Krajowego Systemu Przesyłowego i jego poszczególnych regionów oraz zapewnienie niezawodnych dostaw energii elektrycznej, a w szczególności zamknięcie pierścieni 400 kV wokół głównych miast Polski. Ponadto planuje się zwiększenie możliwości wymiany energii elektrycznej z krajami sąsiednimi poprzez rozbudowę połączeń transgranicznych oraz modernizację sieci przesyłowych.

Przyjęte kierunki polityki energetycznej zapewniają wzrost bezpieczeństwa energetycznego kraju przy zachowaniu zasady zrównoważonego rozwoju. Wynikają z nich określone zadania dla zarządzających Krajowym Systemem Elektroenergetycznym, a siecią przesyłową w szczególności.

Rozwój Krajowego Systemu Przesyłowego prowadzony jest w celu zapewnienia możliwości długofalowego świadczenia uczestnikom rynku energii elektrycznej usług przesyłowych zgodnie z ich potrzebami.

Zadaniem Planu Rozwoju KSP jest określenie dla Operatora Systemu Przesyłowego zbioru przedsięwzięć inwestycyjnych i rozwojowych umożliwiających w szczególności likwidację lub ograniczenie oddziaływań mogących negatywnie wpływać na wykonywanie, w długim horyzoncie czasowym, podstawowych zadań nałożonych na PSE.

Plan Rozwoju KSP zapewnia optymalizację zarówno nakładów inwestycyjnych, jak i kosztów działalności oraz takie rozłożenie inwestycji w czasie, które w poszczególnych latach nie spowoduje nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat za przesył energii elektrycznej, przy jednoczesnym zapewnieniu ciągłości, niezawodności i jakości dostaw.

Czym jest black-out?

Przez awarię systemową typu „black-out” rozumie się zanik napięcia w sieci elektroenergetycznej na znacznym obszarze kraju. Zjawisko takie występuje najczęściej w  wyniku nałożenia się kilku zdarzeń losowych obejmujących np. awarię sieciową, awarię techniczną, awarię w systemie, wskutek czego dochodzi do  przekroczenia krytycznych wartości podstawowych parametrów technicznych pracy systemu elektroenergetycznego. Powyższe zaś może spowodować lawinowe, automatyczne odłączanie się od sieci elektrowni i utratę napięcia na całym obszarze objętym zakłóceniem. Zjawisko to może wystąpić w różnych warunkach pracy systemu elektroenergetycznego, nawet w przypadku posiadania odpowiednio dużych rezerw mocy, pozwalających w każdym momencie czasowym na pokrywanie zapotrzebowania odbiorców.

Sytuacją, której nie należy mylić z awarią typu „black-out” jest możliwość pojawienia się deficytu w bilansowaniu popytu i podaży, ze względu na niewystarczające zdolności wytwórcze krajowych elektrowni.

Jaka jest rola i jakie są zadania Operatora Systemu Przesyłowego?

PSE, jako Operator Systemu Przesyłowego, zgodnie z art. 9c ust. 2 ustawy Prawo energetyczne zobowiązany jest przede wszystkim do:

  • Dbałości o bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i odpowiedniej zdolności przesyłowej w przesyłowej sieci elektroenergetycznej.
  • Prowadzenia ruchu sieciowego w systemie przesyłowym w sposób efektywny, przy zachowaniu wymaganej niezawodności i jakości dostarczania energii elektrycznej oraz koordynowanie pracy części sieci 110 kV (tzw. koordynowanej sieci 110 kV) we współpracy z  operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych.
  • Zapewnienia długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego w celu zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym, w tym w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej, a tam gdzie ma to  zastosowanie - rozbudowy połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi.
  • Zarządzania zdolnościami przesyłowymi połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi.
Z czego składa się polska sieć najwyższych napięć?

Polską sieć najwyższych napięć tworzy infrastruktura sieciowa, w której skład wchodzą:

  • 245 linii o łącznej długości 13 445 km, w tym:
    • 1 linia o napięciu 750 kV o długości 114 km,
    • 77 linii o napięciu 400 kV o łącznej długości 5 383 km,
    • 167 linii o napięciu 220 kV o łącznej długości 7 948 km,
  • 101 stacji najwyższych napięć (NN)
  • podmorskie połączenie 450 kV DC Polska – Szwecja o całkowitej długości 254 km.