„Kompleksowy rynek energii elektrycznej”

Prezentacja na temat: "„Kompleksowy rynek energii elektrycznej”"— Zapis prezentacji:

1 „Kompleksowy rynek energii elektrycznej”
Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie Warszawa, ul. Krucza 6/14 „Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Leszek Cuber Południowy Koncern Energetyczny S.A. TGPE - październik 2006

2 Opracowanie „Kompleksowy rynek energii elektrycznej” wykonane przez TGPE jest wyjściem naprzeciw propozycjom zmian zasad działania rynku energii elektrycznej zawartym w „Programie dla elektroenergetyki”, zatwierdzonym przez Rząd RP w dniu 28 marca 2006 roku. TGPE - październik 2006

3 W szczególności przewiduje się:
„Program dla elektroenergetyki” przewiduje, że w 2006 r. zostanie przygotowana nowa ustawa wprowadzająca mechanizmy efektywnościowe do energetyki oraz spójna z regulacjami UE. Nastąpi znaczne uproszczenie regulacji ustawowych oraz zwiększenie swobody działania firm energetycznych przy zachowaniu nadzoru organów regulacyjnych. W szczególności przewiduje się: Wprowadzenie mechanizmów rynkowych w zakresie wytwarzania i dostarczania energii, odtwarzania i powstawania nowych zdolności wytwórczych oraz przesyłowych, prowadzących do podniesienia efektywności działania firm energetycznych; Odejście od zatwierdzania taryf na rzecz ich kontroli przy zwiększeniu odpowiedzialności firm energetycznych za wyznaczane taryfy, co pozwoli na uelastycznienie stawek opłat i łatwość ich obniżania Ujednolicenie zasad ewidencji kosztów dla celów kontroli cen energii elektrycznej i opłat przesyłowych, w oparciu o wytyczne przygotowane przez Prezesa URE Wprowadzenie ułatwień w korzystaniu z rynku energii dla gospodarstw domowych i małych odbiorców przemysłowych poprzez wprowadzenie konkurujących ze sobą dostawców usług kompleksowych oraz określenie standardowych wymagań technicznych i procedur przy zmianie sprzedawcy energii elektrycznej. TGPE - październik 2006

4 Stan obecny rynku energii
Scentralizowany rynek bilansujący Dominująca pozycja operatora systemu przesyłowego Ograniczone możliwości handlowe – tylko do 12:00 dnia poprzedniego Brak możliwości aktywnego działania wytwórców i odbiorców (RB) Wadliwy (nierynkowy) system cenotwórstwa i rozliczania na Rynku Bilansującym Brak bilansowania na podstawie ofert bieżących Brak sygnałów rynkowych (cenowych) do inwestycji TGPE - październik 2006

5 Najważniejsze konieczne zmiany
Decentralizacja rynku bilansującego poprzez zwiększenie uprawnień uczestników w zakresie ustalania własnych programów pracy Wprowadzenie rynku dnia bieżącego w ramach RB Optymalizacja pracy jednostek wytwórczych realizowana przez uczestników Cena energii bilansującej ustalana jako krańcowa, na podstawie ofert w ciągu dnia produkcji Rozszerzenie zakresu RUS i wprowadzenie ofertowej sprzedaży Zachęty do inwestycji realizowane m. in. poprzez rynek zdolności wytwórczych i rynek ograniczeń Uproszczenie handlu międzynarodowego poprzez połączone aukcje giełdowe na sprzedaż energii i zdolności przesyłowych TGPE - październik 2006

6 Zakres projektu W ramach projektu zostały przedstawione możliwości wprowadzenia następujących segmentów rynkowych: Zdecentralizowany rynek bilansujący dnia następnego; AK Rynek bilansujący dnia bieżącego; AK Rynek regulacyjnych usług systemowych; MF Rynek zdolności wytwórczych; AP Rynek zdolności przesyłowych (ograniczeń sieciowych); AP Rynek skoordynowanych aukcji zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych; TS TGPE - październik 2006

7 Rynek Dnia Następnego i Rynek Dnia Bieżącego
„Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek Dnia Następnego i Rynek Dnia Bieżącego Arkadiusz Krakowiak Elektrownia „Kozienice” S.A. TGPE - październik 2006

8 Rynek Dnia Następnego (RDN) - stan obecny
Ograniczone możliwości handlu – tylko do godz. 12:00 dnia poprzedniego Aktywni uczestnicy RDN – wytwórcy i OSP (brak możliwości aktywnego działania dla odbiorców mających odbiory regulowane) RDN – jest mechanizmem bilansującym, charakteryzującym się małą możliwością aktywności uczestników przy znaczącym zaangażowaniu w procesy bilansowania OSP Brak sygnałów cenowych w przypadku ograniczonych zdolności wytwórczych - lato 2006 TGPE - październik 2006

9 RDN – proponowane zmiany
Oddzielenie handlu bilateralnego energią od fizycznego bilansowania zapotrzebowania i produkcji Dopuszczenie do aktywnego bilansowania przez Odbiorców posiadających tzw. odbiory regulowane Uczestnicy sami ustalają i przekazują do weryfikacji OSP programy pracy/poboru Wprowadzenie rynkowych zasad zakupu części RUS TGPE - październik 2006

10 RDN – zalety proponowanych zmian
Neutralność finansowa OSP (Operator nie ponosi kosztów bilansowania) Odbiorcy posiadający odbiory aktywne mają możliwość dostosowania poboru energii do zmieniającej się ceny Zwiększenie aktywności Uczestników poprzez przeniesienie szeregu decyzji obecnie podejmowanych przez OSP na Uczestników tego rynku Wprowadzenie korelacji pomiędzy RDN i Regulacyjnymi Usługami Systemowymi TGPE - październik 2006

11 Zalety wynikające z wprowadzenia RDB
Umożliwienie Uczestnikom rynku (w czasie rzeczywistym) dostosowania pracy/poboru własnych jednostek do zmieniających się warunków w sieci Zwiększenie wolumenu transakcji zawieranych na rynku konkurencyjnym = ograniczenie transakcji na RB Uczestnicy dla których wystąpiło niezbilansowanie pokrywają rzeczywiste koszty wynikające z działań podejmowanych przez OSP w celu zbilansowania systemu (OSP jest neutralny) Ceny energii bilansującej są wyznaczane na podstawie zgłoszonych ofert (nie podlegają korekcie OSP) TGPE - październik 2006

12 W jaki sposób to osiągnąć ???
TGPE - październik 2006

13 Harmonogram wymiany informacji pomiędzy Uczestnikami Rynku a OSP
TGPE - październik 2006

14 Dzień N-2 - Analiza stanu systemu i wymiana informacji
OSP analizuje stan techniczny sieci i prognozuje warunki pracy systemu przesyłowego w dniu produkcji W dobie N-2 do godz 16:00 OSP przekazuje uczestnikom rynku następujące informacje: prognozę całkowitego zapotrzebowania w systemie planowaną wymianę międzysystemową planowaną produkcję na rynkach lokalnych i w jednostkach będących w dyspozycji OSP planowane zapotrzebowanie do pokrycia przez JWCD planowane rezerwy: sekundową, minutową, 15-minutową, odtworzeniową ograniczenia węzłowe dotyczące min liczby jednostek, min mocy prowadzone prace remontowe wraz z wynikającymi z tych prac ograniczeniami TGPE - październik 2006

15 Dzień N-1 (faza 1) Faza 1 – faza wymiany informacji pomiędzy uczestnikami i OSP Do godz 10:00 – OSP w razie potrzeby koryguje informacje z doby N-2 Do godz 12:00: Wytwórcy przekazują do OSP na dobę N wstępne plany pracy poszczególnych jednostek wytwórczych (w rozbiciu na 15 min) Odbiorcy przekazują do OSP na dobę N wstępne plany poboru dla każdego swojego węzła w (w rozbiciu na 15 min) Wytwórcy i Odbiorcy (którzy mają możliwość regulacji pobieranej mocy w węzłach) przekazują do OSP Oferty Bilansujące (w rozbiciu na 15 min) Wytwórcy przekazują do OSP na dobę N oferty na RUS Plany pracy powinny uwzględniać: parametry techniczne jednostek wytwórczych takie jak: czasy rozruchu, czasy dociążania i odciążania generatorów ograniczenia sieciowe (tylko w takim zakresie w jakim zostały zakupione przez Uczestników rynku) TGPE - październik 2006

16 Dzień N-1 (faza 2) Faza 2 – faza planistyczna OSP
Do godz 18:00 w dobie N-1 OSP w ramach fazy planistycznej przeprowadza następujące działania: Dokonuje analizy otrzymanych od Uczestników planów pracy i ofert Przeprowadza symulację pracy systemu dla otrzymanych planów pracy Zakupuje niezbędne wielkości rezerw mocy Wskazuje pożądane korekty w planach pracy Wskazuje prognozowaną ilość energii kupowanej/sprzedawanej na zbilansowanie oraz publikuje prognozowaną cenę i wolumen całkowity energii na RB Uczestnik którym zawarł transakcje RUS z OSP jest zobowiązany uwzględnić te wielkości w programach pracy składanych w kolejnych fazach. Do godz 18:00 OSP informuje Uczestników rynku o wynikach przeprowadzonej fazy planistycznej. TGPE - październik 2006

17 Doba N-1 (faza 3) Faza 3 – faza ustalająca Do godz 22:00 Uczestnicy rynku po otrzymaniu od OSP informacji : O stanie systemu O zakupionych przez OSP rezerwach mocy dokonują uaktualnienia planów pracy i przesyłają do OSP : Programy pracy jednostek wytwórczych (wytwórcy) Programy poboru energii w węzłach systemu (odbiorcy) Oferty bilansujące. Do godz 23, po korekcie, OSP wysyła do uczestników programy pracy do realizacji przy obligatoryjnych pierwszych dwóch godzinach (0:00-2:00): Korekta programu oznacza zawarcie transakcji z OSP (z ofert bilansujących) Korekty programów powtarzane są co dwie godziny – w razie potrzeby. TGPE - październik 2006

18 Harmonogram wymiany informacji w dniu N-1
TGPE - październik 2006

19 Harmonogram wymiany informacji w dniu N
TGPE - październik 2006

20 Kolejne etapy funkcjonowania rynku energii
Doba N+1 Uczestnicy przesyłają do OSP informacje o USE dla doby N Doba N+2 OSP dokonuje rozliczenia zawartych przez Uczestnika transakcji na Rynku Bilansującym Rozliczenia bilansowania W rozliczeniach stosuje się ceny krańcowe: Cena zakupu energii bilansującej przez OSP od wytwórców i aktywnych odbiorców jest wyznaczana jako cena krańcowa z ofert przyrostowych Cena sprzedaży energii bilansującej przez OSP do wytwórców i aktywnych odbiorców jest wyznaczana jako cena krańcowa z ofert redukcyjnych. TGPE - październik 2006

21 Rynek regulacyjnych usług systemowych (RUS)
„Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek regulacyjnych usług systemowych (RUS) Mariusz Frystacki Elektrownia Rybnik S.A. ,Grupa EDF TGPE - październik 2006

22 Cele rynku RUS Stabilność świadczenia usług systemowych
Możliwość oferowania usługi rezerwy pierwotnej, wtórnej w systemie ofertowym – wykorzystania Wprowadzenie rezerwy 15 minutowej Uwzględnienie w ofercie na rezerwę odtworzeniową kosztów rozruchu TGPE - październik 2006

23 Zasady rynku RUS Umowy o świadczenie RUS są zawierane na minimum 5 lat
Rocznie ustala się stawki za gotowość rezerwy pierwotnej i wtórnej Cena za wykonanie jest ustalana na podstawie ofert składanych przez wytwórców Oferta na rezerwę odtworzeniową uwzględnia koszty rozruchu bloków z różnych stanów termicznych TGPE - październik 2006

24 Rynek usług systemowych
Główne założenia do działania rynku regulacyjnych usług systemowych są następujące: Regulacyjne usługi systemowe zakupuje się w trybie przetargów na okresy minimum 5 letnie Płatności za regulacyjne usługi systemowe obejmujące składnik płatności za wykonanie usługi wyznacza się na podstawie ofert dla usług obejmujących: regulację pierwotną, wtórną, regulację 15 minutową oraz rezerwę odtworzeniową Płatności za gotowość usług obejmujących regulację pierwotną i wtórną, wyznacza się na podstawie stawek określonych w przetargach corocznych. TGPE - październik 2006

25 Rodzaje usług i zasady ustalania stawek
Lp Rodzaj usługi systemowej Ustalenie stawki Utrzymanie gotowości Wykorzystanie 1 Rezerwa sekundowa - regulacja pierwotna Roczne Ofertowe 2 Rezerwa minutowa - regulacja wtórna 3 Regulacja 15 minutowa - 4 Rezerwa odtworzeniowa 5 Praca jednostki wytwórczej z zaniżeniem lub zawyżeniem 6 Automatyczna regulacja napięcia i mocy biernej 7 Gotowość do pracy w układach wydzielonych TGPE - październik 2006

26 Harmonogram zakupu usług ofertowych
TGPE - październik 2006

27 Pasma poszczególnych rezerw
TGPE - październik 2006

28 Przykład oferty na rezerwę odtworzeniową
TGPE - październik 2006

29 Zalety rynku RUS Elastyczny system ofertowy
Ceny za wykonanie są ustalane na podstawie ofert wytwórców Wprowadza się rezerwę 15 minutową Wprowadza się możliwość uwzględnienia kosztów rozruchu w płatnościach za rezerwę odtworzeniową TGPE - październik 2006

30 Rynek Zdolności Wytwórczych
„Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek Zdolności Wytwórczych Artur Pychowski Departament Handlu Energią, Paliwami i Emisjami BOT Górnictwo i Energetyka S.A. TGPE - październik 2006

31 Potrzeba Rynku Zdolności Wytwórczych
Bezpieczeństwo energetyczne – konieczność istnienia odpowiedniej wielkości zdolności wytwórczych. Zdolności wytwórcze, jakie można użyć, dyspozycyjne i możliwe do wykorzystania ze względu na warunki sieciowe, muszą być co najmniej o 15% większe od wielkości poboru energii elektrycznej. Budowa nowych mocy wytwórczych - Dyrektywa EC/54/2003 przewiduje swobodę inwestycji w zdolności wytwórcze wprowadzając tzw. procedurę autoryzacji oznaczającą, że każdy kto spełni określone wymagania techniczne i ekologiczne może podejmować takie inwestycje. Gdyby procedura autoryzacji nie skutkowała dostatecznymi inwestycjami w zdolności wytwórcze, kraj członkowski może wprowadzić procedurę przetargową. TGPE - październik 2006

32 Dotychczasowe doświadczenia i problemy
Nieskuteczność procedury autoryzacji: Brak dostatecznie silnych sygnałów cenowych do dokonywania wieloletnich inwestycji w nowe moce – problemy z finansowaniem. Problemy z zastosowaniem procedury przetargowej: Konieczność przekazywania pomocy publicznej dla części inwestorów, problem z równym traktowaniem starych i nowych inwestorów. TGPE - październik 2006

33 Dotychczasowe doświadczenia i problemy
Alternatywą w obecnym systemie jest oczekiwanie, aż na skutek braku rezerw mocy gwałtownie wzrosną ceny energii elektrycznej. Brak rezerw mocy doprowadzi do wysokich cen energii, jak również do jej niedoboru, co może zagrozić bezpieczeństwu energetycznemu państwa oraz w znacznym stopniu zahamować rozwój gospodarki. TGPE - październik 2006

34 Rynek Zdolności Wytwórczych (RZW)
Aby zapobiec obserwowanym już negatywnym tendencjom w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie proponuje wprowadzenie pewnego rodzaju płatności za moc. Spośród wielu metod takiej płatności najbardziej obiecujące są rynki zdolności wytwórczych. Rynki takie działają z sukcesem w USA. Dlatego TGPE proponuje rozważenie wprowadzenia w Polsce rynku zdolności wytwórczych. Wprowadzenie takiego rynku jest szczególnie ważne w obliczu silnie wzrastającego zapotrzebowania przy malejących jednocześnie zdolnościach wytwórczych (starzenie się jednostek wytwórczych, niska sprawność, coraz wyższe wymagania ekologiczne). TGPE - październik 2006

35 Założenia do zasad działania RZW
Zdolności wytwórcze są nabywane w podobny sposób jak energia elektryczna. Obowiązek nabywania zdolności wytwórczych jest nałożony na podmioty, które tych zdolności potrzebują tj. na nabywców energii elektrycznej lub na podmiot działający w ich imieniu. Centralny rynek zdolności wytwórczych działa w obszarze sieci przesyłowej. Kontrola obowiązku nabycia zdolności wytwórczych spoczywa na Operatorze Systemu Przesyłowego (OSP). TGPE - październik 2006

36 Funkcjonowanie RZW Rynek Zdolności Wytwórczych działa w systemie rocznym z dodatkowo funkcjonującym rynkiem bilansującym zdolności wytwórczych. Nabywcy energii elektrycznej z jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci, w której działa Rynek Zdolności Wytwórczych, są zobowiązani do nabycia zdolności wytwórczych w wielkości co najmniej 115% ich największego zapotrzebowania. Wytwórca, który sprzedał zdolności wytwórcze jest obowiązany utrzymywać jednostki wytwórcze w odpowiedniej gotowości i składać oferty na rynku bilansującym danego operatora oraz dokonywać remontów w czasie uzgodnionym z OSP. W przypadku, gdy wytwórca nie stosuje się do obowiązków, o których mowa powyżej, operator może zastosować odpowiednie kary. TGPE - październik 2006

37 Zalety RZW Zdolności wytwórcze są kupowane przez odbiorców energii elektrycznej, co powoduje, że są one kupowane na warunkach rynkowych. Wytwórcy energii elektrycznej są zainteresowani sprzedażą zdolności wytwórczych na dłuższe okresy lat. Kontrakty zawarte na dłuższe okresy czasowe ułatwiają finansowanie inwestycji w nowe moce wytwórcze. TGPE - październik 2006

38 Rynek Zdolności Przesyłowych
„Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek Zdolności Przesyłowych Artur Pychowski Departament Handlu Energią, Paliwami i Emisjami BOT Górnictwo i Energetyka S.A. TGPE - październik 2006

39 Ograniczenia przesyłowe
Każdy system elektroenergetyczny ma ograniczone zdolności przesyłowe. Ograniczenia w przesyle zmuszają do zakupu energii droższej (z droższych jednostek wytwórczych) w miejsce energii tańszej, której ze względów na te ograniczenia nie można przesłać. W Polsce, poza szczególnymi przypadkami, nie występują ograniczenia zdolności przesyłowych poszczególnych linii. Większość ograniczeń wynika z potrzeby zapewnienia poziomów napięć lub z zasady niezawodności N-1. TGPE - październik 2006

40 Założenia Rynku Ograniczeń Przesyłowych (ROP)
Głównym założeniem proponowanego systemu jest przyjęcie, że ograniczenia są usuwane, gdy następuje zakup energii z jednostek, które muszą pracować ze względu na te ograniczenia. System zarządzania ograniczeniami zmierza do tego, aby energię tę kupowali nabywcy energii elektrycznej zamiast, jak dotychczas, OSP. TGPE - październik 2006

41 Założenia ROP Prezentowany rynek ograniczeń przesyłowych został przygotowany przy następujących założeniach: Dotyczy ograniczeń sieciowych występujących w sposób ciągły Ograniczenia chwilowe wynikające z awarii lub innych nieprzewidzianych działań są zarządzane przez OSP, a koszty ich usuwania są pokrywane w taryfie OSP pozostaje neutralny wobec kosztów usuwania ograniczeń występujących permanentnie System zarządzania nie ma wpływu na techniczne aspekty prowadzenia ruchu systemu System zarządzania jest prosty do wdrożenia poprzez uzupełnienie obecnego systemu rozliczeń OSP prostym systemem weryfikacji ograniczeń. TGPE - październik 2006

42 Zasady działania ROP (1)
Rynek ograniczeń przesyłowych jest wprowadzany w następujący sposób: OSP publikuje Plan Koordynacyjny Roczny (PKR) wskazując w nim ograniczenia węzłowe w formie minimalnej ilości jednostek wytwórczych w węzłach oraz minimalnej mocy w węźle – jest to normalne działanie OSP, a PKR jest publikowany raz do roku Następuje wyliczenie wielkości całkowitej energii, jaka jest potrzebna z jednostek pracujących w ograniczeniach Następuje wyliczenie procentowego udziału energii z ograniczeń do całkowitego zapotrzebowania na energię w systemie elektroenergetycznym w tzw. paśmie Nabywcy energii elektrycznej kupujący energię bezpośrednio do wytwórców przyłączonych do sieci przesyłowej mają obowiązek kupienia energii z jednostek pracujących ze względu na ograniczenia w ustalonej proporcji (procentowy udział). TGPE - październik 2006

43 Zasady działania ROP (2)
Nabywcy kupujący energię u wytwórców ustalają (w dyskusji bilateralnej), jaka cześć tej energii jest z ograniczeń i zobowiązują wytwórcę, aby tę informację przekazał OSP Kupując energię z ograniczeń nabywcy nie są ograniczeni terytorialnie - mogą nabywać energię elektryczną ze wszystkich jednostek wytwórczych na terenie całego kraju z listy wskazanej przez OSP Wytwórcy zgłaszając umowy sprzedaży wskazują, jaka część energii sprzedana danemu odbiorcy jest energią z ograniczeń OSP sprawdza czy ograniczenia zostały usunięte poprzez umowy sprzedaży pomiędzy wytwórcami i nabywcami. Jeżeli wszystkie ograniczenia zostały usunięte proces zarządzania jest zakończony. Jeżeli pewna część ograniczeń nie została usunięta poprzez umowy sprzedaży, OSP usuwa te ograniczenia, a kosztem ich usuwania obciąża nabywców, którzy nie spełnili obowiązku zakupu ustalonego wolumenu energii z ograniczeń. TGPE - październik 2006

44 Zalety proponowanego systemu
Neutralność OSP Poddanie zakupu energii z ograniczeń regułom rynkowym – ustalenie kosztów energii z ograniczeń poprzez mechanizmy rynkowe Likwidacja części kosztów odnoszących się do ograniczeń na rynku bilansującym – możliwość obniżenia taryfy przesyłowej Włączenie KDT i energii z MIE w mechanizm usuwania ograniczeń oraz możliwość adaptacji w przypadku częściowego lub całkowitego rozwiązania KDT TGPE - październik 2006

45 Działania wspomagające
Proponowany system usuwania ograniczeń będzie bardziej efektywny, jeżeli podejmie się szereg działań wspomagających, takich jak: Analiza istniejących ograniczeń oraz ich podział na: elektrowniane, ciepłownicze, eksportowe i sieciowe Przydzielenie do usuwania poprzez proponowany system tylko ograniczeń sieciowych, podczas gdy pozostałe byłyby usuwane: Elektrowniane – przez wytwórców, Ciepłownicze – przez obowiązkowy zakup energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu z ciepłem, Eksportowe – przez OSP w ramach przychodów z aukcji na przepustowości transgraniczne. TGPE - październik 2006

46 Rynek Aukcji Międzynarodowych
„Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek Aukcji Międzynarodowych Tomasz Siewierski Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka TGPE - październik 2006

47 Regulacje i stan obecny
Znaczenie międzynarodowego handlu energią elektryczną i usługami w ramach UCTE, rośnie nieprzerwanie od wielu lat (bezpieczeństwo dostaw, bilansowanie, ostatnio również usługi systemowe) W obszarze UE dostęp do transgranicznych zdolności przesyłowych określony jest przez Regulację 1228/2003 W KSE i w krajach sąsiednich handel transgraniczny prowadzony jest w oparciu o skoordynowane roczne, miesięczne, i dobowe aukcje zdolności przesyłowych, tylko dla poszczególnych przekrojów Handel energią oddzielony jest od handlu zdolnościami przesyłowymi Dostępne zdolności przesyłowe określone są tylko na etapie planowania pracy KSE Administratorem systemu handlu transgranicznego jest OSP łącząc razem funkcje techniczne i handlowe. Zyski z tytułu dostępu do zdolności przesyłowych powinny być przeznaczane na dalszy rozwój połączeń transgranicznych TGPE - październik 2006

48 Ryzyko w handlu transgranicznym
Zysk Strata TGPE - październik 2006

49 Cel proponowanych zmian
Usunięcie wad obecnego systemu handlu międzynarodowego, w którym oddzielnie kupuje się zdolności przesyłowe i oddzielnie energię (ograniczenie ryzyka) Uproszczenie systemu handlu międzynarodowego-rozszerzenie obszaru handlu Rozwój giełd energii Generowanie regionalnej i lokalnej ceny referencyjnej TGPE - październik 2006

50 Struktura funkcjonowania
Uczestnik1 (KSE2) Uczestnik1 (KSE3) OSP2 OSP3 OR3 OR2 OSP1 OSP4 OR4 OR1 Uczestnik1 (KSE4) Uczestnik1 (KSE1) TGPE - październik 2006

51 jeżeli F=MR*B i F0+F<BC
Model matematyczny Każdy KSE reprezentowany jest jako pojedynczy węzeł Każdy Rynek charakteryzuje jedna cena marginalna Połączenie dwóch węzłów charakteryzują odpowiednie elementy w macierzy współczynników rozpływu (MR) i macierz aktualnych zdolności przesyłowych - ATC (BC) Rozwiązujemy quasi-liniowe zadanie optymalizacji: max f(B) jeżeli F=MR*B i F0+F<BC Gdzie f - funkcja kryterialna, B macierz zmian bilansu wymiany dla każdego z obszarów, F macierz zmian przepływów transgranicznych, F0 – macierz przepływów transgranicznych dla przypadku referencyjnego Procedura jest zintegrowana z procesami rynku D-1 TGPE - październik 2006

52 Wpływ importu/eksportu na ceny
TGPE - październik 2006

53 Charakterystyka wymiany
TGPE - październik 2006

54 Integracja dwóch rynków
TGPE - październik 2006

55 Procesy rynku krajowego N-1
TGPE - październik 2006

56 Procesy rynku regionalnego
TGPE - październik 2006

57 Równoległe procesy rynku krajowego
TGPE - październik 2006

58 Reguły integracji dla trzech rynków
TGPE - październik 2006

59 Przykład integracji dla trzech rynków
TGPE - październik 2006

60 Przykład integracji dla trzech rynków (1)
TGPE - październik 2006

61 Przykład integracji dla trzech rynków (2)
TGPE - październik 2006

62 Przykład integracji dla trzech rynków (3)
Brak ograniczeń Ograniczenia na przekroju M2-M3. Przekrój M1-M2 bez ograniczeń Ograniczenia na przekroju M1-M2. Przekrój M2-M3 bez ograniczeń Ograniczenia występują na wszystkich trzech przekrojach TGPE - październik 2006

63 Przykład integracji dla trzech rynków (4) Wyznaczanie Wolumenu
TGPE - październik 2006

64 Przykład integracji dla trzech rynków (5) Wyznaczanie Ceny
TGPE - październik 2006

65 Podsumowanie Uproszczenie międzynarodowego handlu energię elektryczna w ramach rynku N-1 Ograniczenie ryzyka w handlu międzynarodowym Utworzenie rynku regionalnego Eliminacja konieczności pośredników Rozwój giełd energii Prawidłowe i bezpośrednie impulsy cenowe stymulujące inwestycje w zdolności wytwórcze, zarządzanie popytem i rozwój fizycznych zdolności przesyłowych w wymianie transgranicznej Możliwość równoległego funkcjonowania innych rozwiązań (kontrakty na „fizyczne prawo drogi”, kontrakty zabezpieczające na rynku finansowym) TGPE - październik 2006