Spis treści
Artykuł sponsorowany
W obu przypadkach dla przedsiębiorstw posiadających wiele różnorodnych obowiązków mocowych kluczowe jest sprawne i skuteczne zarządzanie wieloma zobowiązaniami zarówno w perspektywie pojedynczego JRM[1] jak i ich grupy.
Ustawa o rynku mocy wprowadziła do krajowej energetyki nowy produkt – obowiązek mocowy. Jest to zobowiązanie dostawcy mocy, z jednej strony do pozostawania w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do systemu w okresie dostaw, z drugiej do dostawy określonej mocy elektrycznej do systemu w okresach zagrożenia.
Szczegółowa i aktualna wiedza o zobowiązaniach, a także informowanie o bieżącym stanie dyspozycyjności JRM mogą nie tylko znacznie ułatwić funkcjonowanie dużego dysponenta JRM po 1 stycznia 2021, lecz także usprawnić podejmowanie dobrych decyzji na rynku wtórnym.
Złożoność obsługi obowiązku mocowego w praktyce – case study
Co to jest obowiązek mocowy? Czy obsługa obowiązków mocowych będzie czasochłonnym i „zasobożernym” procesem? I wreszcie, jak na co dzień zarządzać operacyjnie tymi zobowiązaniami?
Aby odpowiedzieć na tak postawione pytania, spróbowaliśmy prześledzić hipotetyczną sytuację, w jakiej każdy podmiot działający na rynku mocy może się już wkrótce znaleźć. Szczegółową analizę znajdziesz w naszym case study: „Zarządzanie obowiązkiem mocowym w praktyce”.
Założyliśmy w nim, że dostawca mocy dysponuje pięcioma typowymi jednostkami wytwórczymi, z których 3 posiadają umowy mocowe na rok 2021, a 2 stanowią rezerwę na wypadek planowanych i nieplanowanych niedyspozycyjności. Na potrzeby analizy losowo wybraliśmy trzy JWCD[2] publikujące informacje o swoich niedyspozycyjnościach na platformie transparentności ENTSO-E[3], a następnie pozyskaliśmy z platformy ich statystyki niedyspozycyjności dla roku 2019. Wybrane jednostki reprezentują typowe dla polskiego KSE[4] bloki: klasy 200MW, klasy 360MW oraz blok duży.
Przyglądając się danym zidentyfikowaliśmy, ciekawy z punktu widzenia udziału w rynku mocy, przypadek: wystąpienie ubytku nieplanowanego podczas planowanego remontu dużego bloku.
Scenariusz 1: Przenoszenie obowiązków mocowych – unikanie kar
Na potrzeby analizy przyjęliśmy, że jeżeli istnieje ryzyko utraty korzyści lub poniesienia kary, to obowiązek mocowy należy przenieść. Ponadto, w zależności od czasu dostępnego na podjęcie decyzji, wyróżniliśmy kilka „klas” transakcji: dla ubytków planowanych zawierane transakcje będą raczej długoterminowe i o większych wolumenach, natomiast ubytki nieplanowane powinny skutkować transakcjami krótkoterminowymi i o wolumenach mniejszych.
Przy takich założeniach, dla produkcyjnych danych o niedyspozycyjnościach, uzyskaliśmy roczne liczby transakcji w przedziale 150 – 300 dla pojedynczej JRM. Im większa moc JRM, tym liczba potencjalnych transakcji rośnie. Już dla 10 JRM można spodziewać się rocznej liczby transakcji liczonej w tysiącach, co może przełożyć się na liczbę obowiązków mocowych o unikalnych identyfikatorach (i cenach) liczoną w setkach. Szczegółową treść założeń oraz przebieg symulacji prezentujemy w załączonym opracowaniu. Konieczność obsługi setek czy tysięcy transakcji przeniesienia obowiązku mocowego naraz powoduje, że obsługa tego procesu staje się skomplikowana i „zasobożerna”. Co więcej, ta złożoność będzie wzrastać wykładniczo wraz ze wzrostem zarówno liczby JRM jak i wolumenu obowiązków mocowych.
W artykule opisaliśmy symulację analizy stanu zobowiązań mocowych JRM w sytuacji wystąpienia awarii JRM, podczas trwającego planowanego remontu z wykorzystaniem narzędzia Sygnity Capacity Market.
Pobierz szczegółową analizę tego scenariusza
Scenariusz 2: Przenoszenie obowiązków mocowych – sposób na większe przychody
Warto wspomnieć, że firma działająca na rynku mocy może też aktywnie obracać obowiązkami mocowymi m.in. w celach:
- zarabiania na pośredniczeniu w obrocie oraz
- agregowania obowiązków mocowych z najwyższymi cenami za pozostawanie w dyspozycyjności i jednocześnie oddawanie tych z cenami niskimi.
Takie działania mogą być opłacalne szczególnie dla przedsiębiorstw dysponujących większą liczbą JRM (większym wolumenem mocy dyspozycyjnych), ale niesie ze sobą kolejne komplikacje w sprawnym zarządzaniu obowiązkami mocowymi, ze względu na ich rozdrabnianie i różnicowanie. W takim scenariuszu skorzystanie z odpowiedniego narzędzia IT wydaje się koniecznością.
Jak zatem na co dzień zarządzać obowiązkami mocowymi?
Możemy oczywiście posługiwać się arkuszami kalkulacyjnymi, ale ich stosowanie do obsługi tak wielu danych z pewnością nie będzie ani bezpieczne ani efektywne. Odpowiedzią na przedstawione wyzwanie może być użycie narzędzia, które umożliwia zarówno bieżące monitorowanie zobowiązań mocowych jak i sprawniejsze reagowanie na okresy zagrożenia w sytuacji deficytu mocy.
Takim narzędziem jest Sygnity Capacity Market (SCM).
Zobacz przykładowe ekrany aplikacji
W przedstawionym przez nas scenariuszu skupiliśmy się na wyeliminowaniu ryzyka kary, ale warto pamiętać, że to tylko jeden z wielu możliwych sposobów zareagowania na nieoczekiwane zdarzenia. W praktyce dobór odpowiednich działań będzie zapewne podyktowany różnymi czynnikami. Zawsze jednak te działania będą się sprowadzać do operacji na przyszłych lub wykonanych obowiązkach mocowych JRM. Z tego względu możliwość zarówno syntetycznego i analitycznego wglądu w zobowiązania jednostek (a także ich grup czy nawet całego przedsiębiorstwa), jak i wykonywania na tych zobowiązaniach operacji przeniesienia czy realokacji mogą stanowić solidne wsparcie dla podmiotu pozostającego w gotowości do dostarczania mocy.
[1] Jednostka Rynku Mocy
[2] Jednostka Wytwórcza Centralnie Dysponowana
[3] European Network of Transmission System Operators for Electricity
[4] Krajowy System Elektroenergetyczny
