Artykuł sponsorowany

Działasz na rynku mocy? Zobacz, w jakiej sytuacji możesz się znaleźć po 1 stycznia 2021 roku

Działasz na rynku mocy? Zobacz, w jakiej sytuacji możesz się znaleźć po 1 stycznia 2021 roku

W takich okresach, jak na przykład ulewne deszcze (mogliśmy je obserwować chociażby w czerwcu tego roku), podczas których generacja mocy bywa utrudniona, posiadanie obowiązku mocowego może raz przypominać żonglowanie „gorącym kartoflem” innym zaś… posiadanie kury znoszącej złote jajka.

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

 

 

Rynek energii wspiera

Zobacz także...

New Energy Forum

Redakcja WysokieNapiecie.pl

Europejski Zielony Ład (EZŁ) to olbrzymia szansa dla rozwoju regionu Europy Środkowo-Wschodniej, ale również spore wyzwanie. 16 września podczas New Energy Forum – wydarzenia...

Komentarze

Patronat honorowy

Partnerzy portalu

PSE