Harmonogram integracji z europejskimi rynkami bilansującymi.

Reforma polskiego rynku bilansującego.

Założony harmonogram integracji polskiego rynku bilansującego z europejskimi rynkami bilansującymi jest następujący:

Polski Plan Wdrażania reform rynku bilansującego został podzielony na dwa etapy:  

Rok 2021 - Etap I 
Celem tego etapu jest maksymalne możliwe spełnienie wszystkich istotnych wymogów prawnych i regulacyjnych przy uwzględnieniu obecnych ograniczeń zewnętrznych, w tym między innymi:

• Umożliwienie aktywnego udziału strony popytowej (DSR) w rynku bilansującym; 
• Umożliwienie aktywnego udziału jednostkom wytwórczym niepodlegającym centralnemu dysponowaniu w rynku bilansującym (tzw. jednostki nJWCD);
• Umożliwienie aktywnego udziału magazynów energii w rynku bilansującym;
• Umożliwienie aktualizacji ofert Zintegrowanego Procesu Planowania w maksymalnym możliwym zakresie do czasu zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego, z założeniem monitorowania uczestników rynku pod kątem potencjalnych nadużyć na rynku (wykorzystania siły rynkowej); 
• Rezygnacja z następujących usług: 
• Interwencyjna Rezerwa Zimna - IRZ; 
• Operacyjna Rezerwa Mocy - ORM; 
• Gwarantowany Program Interwencyjny DSR;
• Gwarantowany IP DSR;
• Praca Interwencyjna - PI;
• Zmiana konwencji znaków na rynku bilansującym, dostosowanie polskiej konwencji znaków do wymagań rozporządzenia 2017/2195 (EBGL);
• Zmiana zasad ustalania cen niezbilansowania i rozliczeń w celu poprawy zachęt do bycia zbilansowanym poprzez ograniczenie możliwości arbitrażu między rynkiem hurtowym, a rynkiem bilansującym; 
• Poprawa zasad wyceny i rozliczeń w zakresie zarządzania ograniczeniami (redysponowanie).

Rok 2022 - Etap II 
Celem tego etapu jest spełnienie wszystkich pozostałych adekwatnych wymogów prawnych i regulacyjnych, wprowadzenie zmian wspierających te wymagania oraz poprawa jakości mechanizmu rynku bilansującego, przewidzianych w planie reformy RB, w tym między innymi:

• Wdrożenie mechanizmu wyceny niedoboru mocy w celu zapewnienia zachęt do krótkoterminowej elastyczności i wysyłania odpowiednich sygnałów cenowych dla dostawców energii bilansującej; 
• Wdrożenie nabywania mocy bilansującej odrębnie dla regulacji w górę i w dół, zgodnie z wymogami rozporządzenia 2019/943 i EBGL;
• Wdrożenie zmian w zasadach i procesach rynku bilansującego umożliwiających rozpoczęcie wdrażania europejskich platform energii bilansującej; 
• Wdrożenie zaktualizowanych reguł planowania i rozliczeń dla dostawców usług bilansujących w celu zwiększenia efektywności działania nowych zasad rynku bilansującego.

Ostatecznie w wyniku przeprowadzenia reformy Rynku Bilansującego nastąpi wdrożenie następujących usług w zakresie mocy bilansujących:

Polski rynek bilansujący oparty jest na modelu centralnego dysponowania, którym OSP odpowiada za dobór i dysponowanie mocą jednostek JWCD. Jak wskazuje ww. Polski Plan Wdrażania z dnia 14 maja 2020 r. (s. 14 - 16), ze względu na stosowany przez Polskę model centralnego dysponowania (ang. central dispatch model) OSP - w celu zapewnienia równowagi pomiędzy wytwarzaniem i zapotrzebowaniem - dysponuje jednostkami wytwórczymi (poprzez określanie punktów pracy JWCD), uwzględniając ich ograniczenia operacyjne, ograniczenia przesyłowe i wymogi dotyczące rezerw. Jest to realizowane w Zintegrowanym Procesie Grafikowania jako proces optymalizacji doboru jednostek wytwórczych i ekonomicznego rozdziału obciążeń z uwzględnieniem kryteriów bezpieczeństwa pracy systemu. Stosowanie ograniczeń alokacji przez PSE jest związane z faktem, że odpowiedzialność polskiego OSP za równowagę w systemie jest rozszerzona na horyzonty planowania rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego. W związku z tym PSE ponosi odpowiedzialność, która na rynkach opartych na modelu samodzielnego dysponowania (ang. self-dispatch) jest przeniesiona na podmioty odpowiedzialne za bilansowanie (POB). Dlatego też PSE musi zapewnić odpowiedni poziom rezerw dla całego polskiego systemu elektroenergetycznego. Aby móc wywiązać się ze swojej odpowiedzialności, PSE stosuje ograniczenia alokacji w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy polskiego systemu elektroenergetycznego pod względem dostępnych mocy wytwórczych dla regulacji mocy w górę lub w dół oraz zapotrzebowania rezydualnego (zapotrzebowanie rezydualne jest częścią zapotrzebowania użytkowników końcowych nieobjęte umowami handlowymi, tj. grafikami produkcji wynikającym z umów handlowych). Aktualnie prowadzona w Polsce reforma rynku bilansującego obejmuje wdrożenie nowego mechanizmu zapewniania wymaganego poziomu rezerw, tj. wdrożenie oddzielnego procesu zakupu mocy bilansujących (rezerw) przed otwarciem bramki w ramach mechanizmu jednolitego łączenia rynków dnia następnego (SDAC) - środek zaproponowany przez ACER w Metodologii CORE CCM (Decyzja 02/2019 Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki z dnia 21 lutego 2019 r. w sprawie propozycji OSP region Core w zakresie regionalnego kształtu wspólnych metodyk kalkulacji zdolności przesyłowych dla rynku dnia następnego i dnia bieżącego, str. 20-22) jako jedno z możliwych rozwiązań w celu zmniejszenia poziomu stosowanych ograniczeń alokacji.   Wg ww. Planu z 14 maja 2020 r. po implementacji nowych przepisów dotyczących pozyskiwania mocy bilansujących (rezerw), wpływ ograniczeń alokacji na wyniki rynkowe powinien być znacznie ograniczony tj. oczekuje się, że:

• siły rynkowe zapewnią wystarczającą zachętę dla uczestników rynku w Polsce do bycia zbilansowanymi na rynku energii elektrycznej;
• ograniczenia alokacji będą działały jako środek ostateczny w celu zapewnienia bezpiecznego działania polskiego systemu elektroenergetycznego i staną się aktywne tylko wtedy, gdy siły rynkowe nie zapewnią odpowiednich sygnałów; 
• rynkowe sygnały cenowe zostaną wzmocnione w taki sposób, że tylko nadzwyczajna sytuacja poważnych problemów z wystarczalnością mocy w regionie może doprowadzić do dostrzeżenia efektu ograniczeń alokacji (ograniczenia te zostaną wprowadzone w algorytmie łączenia rynków, ale nie wpłynie to na wynik rynku, chyba że rynek nie zapewni odpowiedniej dostępności źródeł wytwarzania i rezerw wytwórczych w Polsce).

Istotne zmiany funkcjonowania RB dotyczą również struktury podmiotowej:

oraz obiektowej:

W konsekwencji zmian wprowadzone zostają cztery klasy modułów wytwarzania energii:

W Zmianach Warunków Dotyczących Bilansowania 1/2020 wyróżnione zostały dwa typy aktywności na rynku bilansującym (RB) identyfikowane Znacznikiem Aktywności (ZAK): 

• ZAK=1 – Jednostka Grafikowa uczestniczy aktywnie w RB i podlega dysponowaniu przez OSP w zakresie zmiany wielkości obciążenia oraz zmiany stanu pracy Jednostki Grafikowej, w ramach pełnej mocy dyspozycyjnej Jednostki Grafikowej, w wyniku wykorzystania danych handlowo-technicznych zgłoszonych dla Jednostki Grafikowej; 
• ZAK=2 – Jednostka Grafikowa uczestniczy aktywnie w RB i podlega dysponowaniu przez OSP w zakresie zmiany wielkości obciążenia Jednostki Grafikowej, w ramach zaoferowanej mocy dyspozycyjnej, w wyniku wykorzystania danych handlowo-technicznych zgłoszonych dla Jednostki Grafikowej. 

Wymiana informacji niezbędnych do bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi realizowana jest za pośrednictwem systemu informatycznego OSP, który składa się z:

• systemu Wymiany Informacji o Rynku Energii (WIRE); 
• systemu Operatywnej Współpracy z Elektrowniami (SOWE);
• portalu Wymiany Danych Planistycznych (PWDP).

W wyniku reformy Rynku Bilansującego konieczne jest wprowadzenie szeregu zmian z zakresu sterowania i regulacji jednostek wytwórczych, takich jak:

• □
  Zmiany w zakresie BPP:  

• BPP jako wartość chwilowa na koniec 5 minutowego okresu planowania, 
• liniowa funkcja przejścia, 
• zmiana okresu planowania (przejście na czas rzeczywisty) – zastąpienie 15 minutowego okresu planowania okresem 5 minutowym, 
• zmiana czasu wyprzedzenia przesyłanych planów pracy z 15 min na 2,5 min.

• □
  Zmiany w zakresie regulacji pierwotnej:

• rozdzielenie regulacji pierwotnej na odrębne tryby pracy „w górę” i „w dół”,
• odejście od stałych zakresów regulacji pierwotnej w planowaniu dobowym i bieżącym wykorzystaniu, ustawialny zakres regulacji w zakresie od 3% do co najmniej 5% Pos.

• □
  Zmiany w zakresie regulacji wtórnej:

• Rozdzielenie regulacji wtórnej na odrębne tryby pracy „w górę” i „w dół”, 
• odejście od stałych zakresów regulacji wtórnej w planowaniu dobowym i bieżącym wykorzystaniu, ustawialny zakres regulacji w zakresie od 5% Pos.

• □
  Dostosowanie systemów informatycznych do reformy Rynku Bilansującego wymaga dokonania zmian w systemie Regulatora LFC. Elementy krytyczne do wykonania przez Wytwórców to zmiana:

• czasu wyprzedzenia na 2,5 minuty, 
• BPP jako wartość chwilowa na koniec 15 minutowego okresu planowania,
• zadawanie mocy netto.

Rok 2023 
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego realizując dyspozycje rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 217 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 6, Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str 24 oraz Dz. Urz. UE L 147 z 30.05.2022, str. 27) określa zakres, warunki i sposób bilansowania systemu elektroenergetycznego oraz prowadzenia z użytkownikami tego systemu rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu.

Powrót do poprzedniej strony