Operator prijenosnog sustava i oblici koordinacije tržišta električne energije

Operator prijenosnog sustava i oblici koordinacije tržišta električne energije Dubravko Sabolić Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o. 29. studenog 2015. dubravko.sabolic@hops.hr Prijenos električne energije jedna je od djelatnosti unutar elektroprivredne industrije kojoj je zadaća, prije svega, pružanje javnih usluga infrastrukture elektroenergetskog sustava na veleprijenosnoj razini. Naime, kako se većina električne energije proizvodi u velikim elektranama, koje najčešće nisu smještene u središtima velikih potrošačkih područja, već ponekad i daleko izvan njih, prijenosna mreža služi kako bi se energija transportirala na veliko od takvih elektrana do potrošačkih područja. Kad energija prijenosnom mrežom stigne do takvih područja, ona se u transformatorskim stanicama na sučelju prijenosnog i distribucijskog sustava prenosi u mrežu distribucije, kojom se dalje razvodi do, u konačnici, krajnjih potrošača. Sljedeća vrlo važna zadaća operatora prijenosnih sustava je održavanje stabilnosti i pouzdanosti rada čitavog elektroenergetskog sustava, koji u fizičkom smislu uključuje elektrane, prijenosnu i distribucijsku mrežu, te potrošače, a u trgovačkom još i trgovce električnom energijom na veliko i na malo. (Potonje u žargonu nazivamo opskrbljivačima ili agregatorima potrošnje, pošto oni u stvari nabavljaju energiju za mnogobrojne nekoordinirane potrošače.) Naime, potrošnja električne energije je u značajnoj mjeri nepredvidiva. Iako je temeljem iskustava i uočenih ovisnosti potrošnje o faktorima, kao što su temperatura zraka i druge klimatske pojave, aktivnost industrije, odnosno stanovništva, u pojedinim dijelovima dana, i tako dalje, mogućnost predviđanja potrošnje značajna, ona je ipak ograničenog dosega, jer nikad nije moguće sagledati složenu sveukupnost trenutnih odluka o potrošnji gospodarskih subjekata i stanovnika. Osim opće nemogućnosti točnog predviđanja potrošnje unutar, recimo, predstojećeg sata, postoji još veća nemogućnost predviđanja unutar još kraćih vremenskih intervala, na primjer minuta. U minutnim rasponima vremena potrošnja ima osobine slučajnog hoda (engl. random walk). Dok je potrošnja na razini sata još donekle predvidiva pomoću predikcijskih modela, kolebanja trenutne snage oko prosječne vrijednosti opterećenja sustava u minutnim intervalima praktički su nepredvidiva. Sa stanovišta sustava, ona izgledaju kao stohastički proces. Slika 1. prikazuje neto odstupanja od plana na razini čitavog elektroenergetskog sustava Hrvatske, tokom jednog sata, tj. iznos za koji se trenutna potrošnja zbrojena s izvozom razlikuje od trenutne proizvodnje zbrojene s uvozom. Kad bi plan bio jednak ostvarenju, te dvije vrijednosti bile bi jednake, pa bi iznos neto odstupanja od plana bio jednak nuli. 1

Slika 1. Neto odstupanja od plana tokom približno jednog sata. Horizontalna os: vrijeme. Vertikalna os: odstupanje u megavatima (MW). Izvor: Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o. Pretpostavimo da je krivulja odstupanja, poput one na slici, opisana nekom funkcijom vremena, D(t). Njezin integral u k-tom satu nekog dana, k D(t)dt, neka iznosi D k. Ako je D k = 0, u tom satu nije bilo odstupanja od plana tržišnih sudionika (pošto svi oni vrše planiranje na satnoj razini), nego su sva odstupanja bila posljedica stohastičke i nekontrolabilne prirode potrošnje i (dijela) proizvodnje, čiji neto rezultat, sumiran u tom satu, daje nulu. Ta vrlo kratkoročna stohastička odstupanja, koja se ne mogu pridijeliti nijednom tržišnom sudioniku odgovornom za odstupanje (proizvođaču, trgovcu, opskrbljivaču) čitavo vrijeme otklanja sekundarna regulacija, čije troškove operator prijenosnog sustava namiruje iz tarife prijenosa. To je naknada koju operatoru plaćaju (najčešće) svi potrošači (iako postoje zemlje u kojima dio naknade uplaćuju i proizvođači). Međutim, ako satni integral D k nije jednak nuli, to znači da je barem jedan od tržišnih sudionika odgovornih za odstupanje propustio izvršiti reugovaranje vlastitog rasporeda na tržištu uravnoteženja (ili pomoću nekog drugog mehanizma tržišnog uravnoteženja, ako takav postoji), što je rezultiralo prosječnim odstupanjem u promatranom satu različitim od nule. Takvo odstupanje će također otkloniti regulacija, najprije sekundarna, a onda tercijarna (koja je sporija u odzivu, ali jeftinija, pa je sustav tehnički podešen tako da energija iz tercijarne rezerve postupno, čim prije je to tehnički moguće, zamjenjuje energiju iz sekundarne rezerve, i time oslobađa njen kapacitet za daljnji angažman). Ovoj ne-stohastičkoj komponenti odstupanja mogu doprinijeti četiri vrste uzroka: - odstupila je potrošnja zbog faktora koje opskrbljivači nisu mogli predvidjeti (npr. kad uslijed naglog naoblačenja prije nevremena ljudi neplanirano upale rasvjetu) u ovom slučaju najčešće nije moguće točno odrediti koji od opskrbljivača je koliko odstupio (bolje rečeno, koliko su odstupili potrošači koji imaju ugovor s opskrbljivačima), pa se trošak energije koju operator prijenosnog sustava utroši na regulaciju raspodjeljuje alikvotno među opskrbljivačima, prema nekoj unaprijed određenoj fer metodologiji (detalji o tome nisu bitni za ovu razinu izlaganja); 2

- odstupila je proizvodnja neke od domaćih elektrana, koje se nalaze u kontrolnom području operatora prijenosnog sustava, npr. zbog kvara na postrojenju u ovom slučaju operator prijenosnog sustava u pravilu točno zna koja elektrana je uzrokovala angažman regulacije, pa prevaljuje njen trošak na tu elektranu; - odstupio je uvozni plan zbog toga što je neka elektrana izvan kontrolnog područja operatora prijenosnog sustava (u većini slučajeva to znači: u inozemstvu) zbog kvara ili bilo kojeg drugog razloga, na primjer, obustavila ili smanjila proizvodnju, a operator tog (inozemnog) prijenosnog sustava nije uspio uravnotežiti vlastiti sustav u ovom slučaju operator prijenosnog sustava će naknaditi troškove regulacije od inozemnog operatora (najčešće operatori to rješavaju naturalnom razmjenom energije za ispomoć, tako da danas jedan ispomogne drugoga, a sutra obratno, što se u duljem razdoblju, npr. u godini dana, poništi); - odstupila je proizvodnja iz intermitentnih obnovljivih izvora, na primjer zato što je na širokom teritoriju prije očekivanja prestao puhati vjetar u ovom slučaju, prakse su vrlo različite od države do države (od toga da postoji poseban fond za predmetne troškove, koji se puni iz poticajnih sredstava isplaćenih takvim elektranama, pa do toga da je problem jednostavno zanemaren, što se u krajnjoj liniji svodi na plaćanje troškova regulacije iz prihoda od tarife prijenosa, unatoč činjenici da je uzrok debalansa poznat). U praktičnim situacijama, operator prijenosnog sustava tolerira određena mala ukupna odstupanja od plana, čije anuliranje ne naplaćuje nikome, nego njegove troškove snosi iz prihoda od tarife. U Hrvatskoj je taj pojas tolerancije 20 MW. To znači da operator tolerira satna odstupanja D k [-20 MW, +20 MW], dok sva pridjeljiva odstupanja veća od tih naplaćuje od onih koji su ih uzrokovali. Cijena za poravnanje pozitivnih odstupanja (kad operator sustava mora dobaviti dodatnu energiju u sustav) ne mora biti, i najčešće nije, jednaka cijeni za poravnanje negativnih odstupanja (kad operator mora ukloniti s mreže određenu količinu energije). U pravilu je energija koju treba dodatno dobaviti skuplja od one od koje treba odustati. Dobra organizacija tržišta osigurat će da je cijena energije koju naplaćuje operator prijenosnog sustava za uslugu balansiranja odstupanja koja nisu počišćena na zadnjem real time tržištu (tržištu uravnoteženja) osjetno viša od cijene energije koja je postignuta na tom tržištu (zadnjem prije realnog vremena). Na taj način kreira se realan financijski poticaj sudionicima tržišta da se ponašaju odgovorno s obzirom na uravnoteženje sustava. Iako se komercijalnim uravnoteženjem na satnom tržištu skoro uopće ne može otkloniti potreba za sekundarnom regulacijom, s obzirom da ona djeluje na pojave koje se događaju na vremenskim skalama od približno jedne do petnaestak minuta, njime je moguće malo smanjiti potrebu za tercijarnom rezervom, tako da u dugom roku razvijeno tržište uravnoteženja utječe na (relativno malo) smanjenje potražnje za regulacijskim rezervama, a ono, čak i 3

tako malo, može biti značajno za kontrolu njihove cijene, s obzirom na uvijek oskudne raspoložive kapacitete. Poseban problem pritom predstavlja otklanjanje debalansa koje uzrokuju intermitentni obnovljivi izvori. Taj problem nije tehničke, već je ekonomske naravi. Naime, obnovljivi izvori su zbog različitih opravdanih i neopravdanih razloga kroz provedbu etabliranih javnih politika u velikoj mjeri pošteđeni djelovanja tržišnih signala, kojima su izloženi svi drugi proizvođači. S obzirom da udio obnovljivih izvora, dijelom i zbog vrlo primamljivih poticaja, raste vrlo brzo, nered kojeg na tržištu rade intermitentni izvori sve je veći, i tržišne distrozije postaju tako velike, da dolazi u pitanje održivost razvoja cjelokupnog elektroenergetskog sustava u srednjoj i daljoj budućnosti. No, to su teme koje prelaze okvir planiranog izlaganja u ovom materijalu, pa čitatelja upućujemo na dodatnu literaturu, npr. Sabolić (2013). Temeljem kratkog izlaganja o uslugama prijenosnog sustava u ovom poglavlju, te usluge možemo sistematizirati po sljedećim makro-kategorijama: - Usluge prijenosne mreže: prijenos električne energije na veliko za potrebe svih tržišnih sudionika; osiguravanje pristupa prekograničnim prijenosnim kapacitetima za uvoz, izvoz i tranzit električne energije; priključivanje novih velikih elektrana (naime, male elektrane, obično sve ispod 10 MW instalirane snage, priključuju se na distribucijsku mrežu); priključivanje novih velikih potrošača (npr. vrlo veliki industrijski pogoni i poslovne zone); - Usluge prijenosnog sustava: održavanje stabilnosti i pouzdanosti pogona čitavog elektroenergetskog sustava (na makro-razini); ponovna uspostava sustava u slučaju velikih poremećaja; dobava i angažman pomoćnih usluga regulacijske rezerve za održavanje ravnoteže u elektroenergetskog sustava; organiziranje tržišta energije u realnom vremenu (ili drugog mehanizma za komercijalno uravnoteženje elektroenergetskog sustava). Iz dosadašnjeg je izlaganja vidljivo da je primarni interes operatora prijenosnog sustava u smislu organizacije tržišta električne energije osiguravanje tržišta uravnoteženja (engl. balancing market). U pragmatično orijentiranim zemljama, uravnoteženje zapravo jest tržište u realnom vremenu. U europskoj politici sektora električne energije to nije postavljeno na taj način. Trgovanje električnom energijom i njenim derivatima odvija se na burzama koje nisu i ne moraju biti pod neposrednom 4

javnom kontrolom (regulacijom). Svejedno, i pored toga, operatorima je potreban i dodatan mehanizam za osiguravanje uravnoteženja (koje je, treba naglasiti, ipak tržišna kategorija, za razliku od regulacije sustava pomoćnim uslugama, koje spada u domenu fizikalnog uravnoteženja u stvarnom realnom vremenu). To se može organizirati na različite načine, ali se, prema pravilima važećim u Europi, ugovaranje proizvodnih kapaciteta za uravnoteženje mora načiniti na tržišnoj osnovi (tj. bez netransparentnog bilateralnog ugovaranja s povezanim proizvodnim poduzećima unutar vertikalno integrirane strukture). Već se i na prvi pogled vidi da je takav dizajn tržišta uravnoteženja suboptimalan, jer ipak zahtijeva ustezanje jednog dijela (premda malog) proizvodnih kapaciteta od uobičajene trgovine energijom. Zato ćemo u nastavku opisati najbolji mogući način koordinacije tržišta, kojeg upotrebljavaju ISO operatori sustava na prostoru SAD-a. Kako bi se omogućio optimalan dispečing elektrana (tj. raspored proizvodnje po elektranama koji osigurava najmanji trošak proizvodnje energije) uz zadana mrežna ograničenja, razvijen je sustav izračunavanja tzv. lokacijskih graničnih cijena (LMP, engl. Locational Marginal Price), koji se bazira na rješavanju problema optimalnih tokova snaga (engl. optimal power flow) uz uzimanje u obzir fizikalnih ograničenja mreže. Polazišta za izračunavanje optimalnih tokova snaga su: - funkcija cilja nad kojom se izvodi postupak minimalizacije (najčešće je riječ o funkciji ukupnih troškova proizvodnje energije u sustavu); - topologija mreže (mrežni čvorovi i dalekovodi između njih); - čvorovi u koje su spojene elektrane i njima pripadne planirane snage proizvodnje i odgovarajuće cijene ili funkcije ponude (snaga je jednaka energiji isporučenoj u čvor u jedinici vremena); - čvorovi u koje su spojena potrošačka područja (tj. postrojenja operatora distribucijskog sustava) i njima pripadne planirane snage konzuma (snaga je jednaka energiji potrošenoj u jedinici vremena); - tehnički parametri svih mrežnih elemenata; - skup ograničenja koji se želi nametnuti prilikom izračuna optimalnog toka snaga. Računanje optimalnog toka snaga je u stvari tehnički (fizikalni) proračun, koji na temelju topologije mreže, fizikalnih svojstava mrežnih elemenata i prijavljenog rasporeda i snaga elektrana (od kojih je svaka spojena u neki mrežni čvor), odnosno potrošačkih područja (od kojih je također svako spojeno u neki mrežni čvor), izračunava tokove energije kroz mrežu. Međutim, funkcija cilja tog optimizacijskog proračuna je trošak proizvodnje električne energije, kojeg treba minimalizirati. Najprije se uzima u obzir optimalni dispečing elektrana bez uračunavanja ikakvih ograničenja. Time se određuje prvi raspored elektrana koji se uvrštava u mrežu i uz kojega se vrši simulacija tokova snaga. Ako je neko od postavljenih mrežnih ograničenja narušeno, program dalje modificira varijable koje su operatoru sustava raspoložive za mijenjanje. Ukoliko nikakve "jeftinije" metode ne rješavaju ustanovljeno mrežno ograničenje, moguće je da će program pronaći rješenje problema u skupom 5

redispečingu (smanjenju snage rada elektrana koje narušavaju kriterije mrežnih ograničenja i povećanje snage rada drugih elektrana u istom iznou). Bilo kako bilo, koja god se akcija poduzela da bi se riješilo određeno mrežno ograničenje, trošak te akcije pripisat će se upravo tome ograničenju. Da bi stvar bila jasnija, navest će se nekoliko primjera tipičnih mrežnih ograničenja: - U svakoj grani mreže (tj. na svakom dalekovodu) snaga koja se njime prenosi mora biti manja od unaprijed utvrđenog limita, koji je uvjetovan tehničkim svojstvima dalekovoda. To je tipično ograničenje tipa nejednakosti koje se tiče zagušenja na svakom pojedinom dalekovodu. Limiti snage mogu biti različiti za svaki dalekovod. - U svakom čvoru mreže napon mora biti veći od neke minimalne vrijednosti, odnosno manji od neke maksimalne. Ove dvije unaprijed definirane vrijednosti obično su jednake u svakom čvoru, a odnose se na osiguranje naponske stabilnosti sustava i odgovarajuće kvalitete isporučene energije. - Razlika faznog kuta napona između bilo koja dva susjedna čvora u mreži mora biti manja od određene granične vrijednosti. To je vrlo važno ograničenje koje ima veze sa stabilnošću elektroenergetskog sustava. (Detaljnije značenje ovog tehničkog pojma nam nije ovog trenutka važno.) - U svakom čvoru mreže algebarski zbroj svih snaga koje u njega ulaze i iz njega izlaze mora biti jednak nuli. Podrazumijeva se da snaga koja ulazi u čvor ima pozitivan, a ona koja izlazi negativan predznak. Ovo je tipično ograničenje tipa jednakosti. - U čitavom sustavu razlika ukupne snage proizvodnje i ukupne snage potrošnje mora biti jednaka nuli. To je poznati zakon o očuvanju energije. Moguće je nametati i brojna druga ograničenja tipa jednakosti ili nejednakosti. O tome odlučuje operator sustava koji provodi izračun LMP cijena. Naravno, ne provode svi operatori sustava LMP proračun. Primjerice, europski operatori to uopće ne rade, dok američki rade. Stoga se cjelokupan proces proizvodnje, veleprijenosa i veletrgovine električne energije u Europi odvija suboptimalno, na račun građana i poduzeća koji troše električnu energiju, što je posljedica političkih ograničenja, o kojima ćemo diskutirati kasnije. Ako je funkcija cilja ukupan trošak isporuke električne energije kupcima, i ako je nju potrebno minimizirati, formira se Lagrangeova funkcija kao zbroj osnovne funkcije cilja i funkcija ograničenja pomnoženih odgovarajućim Lagrangeovim multiplikatorima (npr. u Boyd i Vanderberghe, 2004). Iz izlaganja je jasno da je broj tih multiplikatora velik: svaki čvor i svaka grana u mreži (a prijenosne mreže čak i u tako malim sustavima poput hrvatskog sadrže stotine čvorova i grana), te svako ograničenje vezano na taj čvor odnosno granu, proizvode po jedan multiplikator. 6

Svi ti mnogobrojni Lagrangeovi multiplikatori predstavljaju skrivene cijene (engl. shadow prices) koje potječu od ograničenja vezanog za određeni čvor u mreži ili njenu granu. Priroda optimizacije Lagrangeovom metodom, koja se osniva na rješavanju sustava jednadžbi koje nastaju izjednačavanjem parcijalnih derivacija Lagrangeove funkcije po svim varijablama i multiplikatorima s nulom, ukazuje da multiplikatori izračunati u takvom postupku daju granične skrivene cijene mrežnih ograničenja. To znači, kada neki generator (koji je određen načelima ekonomskog dispečinga i zadovoljenja mrežnih ograničenja) injektira u čvor u kojega je spojen 1 MW dodatne snage, te kada se taj isti 1 MW potroši u određenom promatranom čvoru, Lagrangeovi multiplikatori daju komponenete ukupnog troška vezane upravo za isporuku energije iz sustava u taj čvor. Drugim riječima, u svakom čvoru mreže postoji načelno drugačija ravnotežna tržišna cijena. Ako između dva čvora sustava postoji razlika u lokacijskim cijenama, ona se pripisuje zagušenju na vodu, ili općenitije, u dijelu mreže, koji okružuje ta dva čvora. Razlike cijena između čvorova predstavljaju rente zagušenja, koje, dakako, uprihođuje operator sustava. Ako su u svim čvorovima promatranog sustava lokacijske cijene iste, u sustavu nema zagušenja, a s gledišta utjecaja na troškove dobave električne energije, svejedno je iz kojeg čvora potrošač kupuje energiju. Tada je cijena veća od cijene najskuplje angažirane jedinice (tj. od cijene "čiste" energije), i to za iznos koji se pripisuje mrežnim ograničenjima, od kojih je najvažnije zagušenje vodova. Sustav LMP cijena omogućuje da se skriveni troškovi zagušenja (i drugih ograničenja u mreži) alociraju na one potrošače koji ih doista uzrokuju, umjesto da se usrednjavanjem socijaliziraju na čitavu potrošačku populaciju. Stoga se sustav lokacijskih graničnih cijena smatra najboljim sustavom tržišnog određivanja cijena električne energije. Treba primijetiti da LMP sustav podrazumijeva centralno provođenje optimizacije, što znači da je njegova primjena praktički nemoguća izvan konteksta pool tržišnog dizajna, tipičnog za SAD. Lokacijske cijene pružaju optimalne kratkoročne cjenovne signale agentima na tržištu električne energije. Po samoj definiciji optimizacijskog postupka kojim se izračunavaju cijene u tržišnoj ravnoteži za svaki čvor sustava vidi se da se LMP cijene baziraju na kratkoročnim graničnim troškovima koje uzrokuju nametnuta mrežna ograničenja. Kratkoročni cjenovni signali sami po sebi ne doprinose nužno dugoročnom planiranju. S obzirom na složenost imalo većih prijenosnih sustava, kao i na izuzetnu informacijsku zahtjevnost proračuna, određivanje lokacijskih cijena je složen postupak, a broj različitih cijena koju postupak generira također je vrlo velik, što može predstavljati određenu manu, primjerice, po pitanju likvidnosti. Zbog toga je jedini učinkovit način da se implmentira LMP tržište pool: operator sustava kupuje svu energiju, a zatim i prodaje svu energiju na veleprodajnom tržištu, a troškovi zagušenja povezani su (engl. bundled) zajedno s troškovima energije. Prema tome, 7

na centraliziranom su tržištu troškovi zagušenja implicirani u tržišnoj cijeni isporučene energije. Rente zagušenja uprihođuje operator sustava. Kad je riječ o kreiranju financijskih poticaja za tržišne sudionike da sami doprinose uklanjanju zagušenja, najvažnija metoda, kojom se služe operatori sustava u SAD-u, je emisija financijskih derivata poznatih kao financijska prava na prijenos (FTR, engl. Financial Transmission Rights), koja se još nazivaju i pravima na rentu zagušenja (CRR, engl. Congestion Revenue Rights). Ta se emisija financira iz rente zagušenja koju operator sustava prikupi kroz neko dulje razdoblje. Kupac FTR financijskog papira ima pravo na isplatu rente zagušenja kroz ugovoreni period vremena. Ukoliko on organizira bilateralno ugovaranje kupoprodaje energije tako da posljedični tokovi energije smanjuju zagušenje u sustavu, time će uspjeti hedžirati svoju poziciju u odnosu na razlike lokacijskih cijena između čvorova na koje se odnosi dotični FTR instrument. Na žalost, planirani opseg izlaganja u ovom materijalu ne dopušta nam detaljnije bavljenje ovom problematikom, pa se opširnija izlaganja mogu pronaći u Stoft (2003), ili Rosellon i Kristiansen (2013). Reference Boyd, S., Vanderberghe, L. (2004), Convex Optimization, Cambridge University Press, 2004. Rosellón, J., Kristiansen, T., Eds. (2013), Financial Transmission Rights. Analysis, Experiences and Prospects, Lecture Notes in Energy, Volume 7, Springer, 2013. Sabolić, D. (2013), Cjenovni signali s tržišta električne energije i sustavi subvencija za obnovljive izvore, Zbornik radova 22. Foruma Hrvatskog energetskog društva, 26. studenog 2013., Zagreb, Hrvatska. Stoft, S. (2003), Power System Economics, IEEE Press, Piscataway, NJ, USA, 2003. Napomena Ovaj dokument je elektronički prilog doktorskoj disertaciji: Dubravko Sabolić, Ekonomska regulacija međuoperatorskog poravnanja i upravljanja zagušenjima na tržištu električne energije, Sveučilište u Splitu, Ekonomski fakultet, 2016. 8