HRO CIGRE ZBORNIK

Str. 933. POTREBE ZA ENERGIJOM URAVNOTEŽENJA Utjecaj veličine izgradnje i predvidivosti pogona VE na potrebe za energijom uravnoteženja ovisiprvenstveno o točnosti kratkoročnog planiranja angažiranosti VE i omjeru odstupanja VE i kratkoročnihodstupanja opterećenja konzuma na razini sustava. Mogući raspon potreba za energijom uravnoteženja unazivnoj 2015. godini u ovisnosti o točnosti planiranja i udjelu VE u ukupnom odstupanju dan je u TabliciVII:Tablica VII. Ukupna energija satnih odstupanja hrvatskog sustava 2015. godineOdstupanje % 2,75 2,5 2 1,5 1opterećenja GWh/god 638 580 464 348 232Odstupanje VE (GWh/god) UKUPNO ODSTUPANJE (GWh/god) 158 658 601 490 382 281 315 712 661 561 470 392 473 795 749 663 587 527 631 897 857 783 720 672 788 1014 979 915 862 822 Uz pretpostavljene različite točnosti planiranja rada VE i različite pogreške planiranja konzuma narazini hrvatskog sustava dobiveni raspon vrijednosti potreba za energijom uravnoteženja u nazivnoj 2015.godini iznosi od 281 GWh (za pogrešku planiranja konzuma od 1% i pogrešku planiranja proizvodnje VEod 10% Psr) do 1014 GWh (za pogrešku planiranja konzuma od 2,75% i pogrešku planiranja proizvodnjeVE od 50% Psr). Odstupanje proizvodnje VE i odstupanje ostvarenja konzuma od plana dvije su statističkenezavisne veličine, te je njihova suma približno jednaka drugom korijenu kvadrata tih dviju veličina. Slika2 predočuje ovisnost porasta ukupnih potreba za energijom uravnoteženja o omjeru odstupanjauzrokovanih odstupanjem proizvodnje VE od plana i odstupanja potrošnje na razini sustava od plana:Slika 2. Porast ukupnog odstupanja uzrokovan radom VE u ovisnosti omjeru odstupanje VE i odstupanja potrošnje Uzmimo za primjer da je za uravnoteženje proizvodnje VE potrebna godišnja energija od 315GWh, a za uravnoteženje ostatka sustava 638 GWh. Ukupno potrebna energija uravnoteženja iznositi će712 GWh zbog djelomičnog poništavanja odstupanja satne proizvodnje VE i odstupanja opterećenja. Uovom slučaju vjetroelektrane povećavaju potrebe za energijom uravnoteženja za 13%. 7

Str. 94 Ukoliko bi se pogreška planiranja smanjila na 1% odstupanje bez utjecaja VE iznosilo bi oko 230GWh godišnje. Ukoliko bi istovremeno planiranje VE bilo vrlo netočno i rezultiralo odstupanjem VE uiznosu od 788 GWh godišnje, VE bi povećale potrebe za energijom uravnoteženja za 272 %. Prema „Dodatnim tehničkim uvjetima za priključak i pogon vjetroelektrana na prijenosnojmreži“[8], maksimalna brzina promjene izlazne snage uprosječen tijekom 1-minutnog intervala definira seiznosom od 10% nazivne snage vjetroelektrane na minutu, odnosno maksimalna brzina promjene izlaznesnage uprosječene na 10-minutni interval definira se iznosom od 5% nazivne snage vjetroelektrane naminutu. Maksimalne brzine promjene izlazne snage vjetroelektrane mogu se promijeniti u realnomvremenu ukoliko postoje ograničenja u raspoloživoj regulaciji sustava, odnosno ukoliko je to nužno zbogsudjelovanja vjetroelektrane u regulaciji frekvencije. U sustavu s instaliranih kapacitetom VE od ukupno 700 MW to bi značilo: a) promjena od 10% nazivne snage tijekom 1-minutnog intervala: 70 MW/min b) promjena od 5% nazivne snage uprosječene na 10 minuti interval: 35 MW/min. Ukoliko se pretpostavi da se u toku čitavog sata (1 satni interval = 6 × 10-minutni interval) snagasvih instaliranih VE mijenja u istom smjeru (rast ili pad) i maksimalnom dozvoljenom brzinom, dobiva semaksimalna promjena proizvodnje VE od: 210 MWh/h. Podaci o odstupanju potrošnje daju podatak o maksimalnom odstupanju bez utjecaja VE odotprilike 200 MWh/h. Ako se sumira predviđeni apsolutni satni maksimum odstupanja VE i maksimumodstupanja potrošnje, dobiva se ukupno maksimalno odstupanje sustava od otprilike: ± 400 MWh/h. Ovabrojka definira gornju granicu opsega odstupanja koje bi se u određenom satnom intervalu moglo pojaviti(npr. kombinacija naglog zahlađenja i naglog pada proizvodnje VE) i predstavlja samo orijentacijskuvrijednost s obzirom na nedostatak mjernih podataka i pretpostavke o točnosti planiranja opterećenjasustava i rada VE.4. PRUŽATELJI USLUGE URAVNOTEŽENJA Operator prijenosnog sustava HEP-OPS d.o.o. ima zadaću uravnotežiti odstupanja u hrvatskomsustavu. U uvjetima otvorenog tržišta električne energije operator sustava osigurava potrebnu energiju odpružatelja usluge uravnoteženja. Prema važećoj regulativi [9], jedini pružatelj usluge uravnoteženjatrenutno u hrvatskom sustavu jest HEP – Proizvodnja d.o.o. Razvoj tržišnog mehanizma uravnoteženjajoš je u ranoj fazi pa tako cijena te usluge još nije definirana. Za troškovi uravnoteženja odstupanja OIE izsustava poticaja obnovljivih izvora energije plaća se operatoru prijenosnog sustava (OPS) 440 kn poMWh proizvedene električne energije iz OIE [10]. U sustavima u kojima postoji razvijeno tržište električne energije uobičajena je da postoji višePUU-ova, a nabava energije uravnoteženja se obavlja kroz neki oblik tržišnog mehanizma. OPS energijuuravnoteženja (ili višak ili manjak) nabavlja od PUU-a koji je za određeni sat (blok sat) dao najboljuponudu za kratkoročnu promjenu (povećanje ili smanjenje, ovisno o potrebama sustava) potrošnje iliproizvodnje. Karakteristike hrvatskog sustava bitne za uravnoteženje sustava: a) visok udio hidroelektrana HE u proizvodnim kapacitetima b) značajan uvoz električne energije (oko 30% potrošnje) c) vrlo nisko opterećenje sustava u noćnim satima d) karakteristične sezonske promjene opterećenja (zimski maksimum, proljetni minimum).4.1. Pružatelji usluge uravnoteženja u hrvatskom EES-u Energija odnosno snaga uravnoteženja jest promjena proizvodnje / potrošnje koju je mogućeostvariti (u pravilu) u roku od 15 minuta od naloga operatora. S obzirom na fleksibilnost pogona i nisketroškove proizvodnje električne energije dakle i iz tehničkog i iz ekonomskog aspekta najpogodnijapostrojenja za pružanje usluge uravnoteženja su hidroelektrane (HE). Struktura proizvodnih postrojenja u hrvatskom sustavu (elektrana HEP – Proizvodnje d.o.o. ) jepovoljna za pružanje usluge uravnoteženja. Broj i relativno visoka instalirana snaga HE omogućava velikupromjenu angažmana u kratkom vremenu. Mogućnost sudjelovanja pojedine hidroelektrane u mehanizmuuravnoteženja određena je sljedećim kriterijima (Tablica VIII):8

Str. 95Tablica VIII. Kriteriji sudjelovanja elektrane u mehanizmu uravnoteženja HE TEtip HE (akumulacijska / protočna) vozni red (plan angažiranosti)hidrološke okolnosti (vlažna/normalna/sušna konkurentnost cijene proizvodnje električnegodina/sezona) energije iz pojedine TEsezona (dotoci / akumulacije različiti u toku godine) raspoloživost i dostupnost goriva za pojedine elektraneveličina izgrađene akumulacije pojedine HEvozni red (snaga proizvodnje, sudjelovanje usekundarnoj regulaciji) Ukoliko se kriteriji navedeni u Tablici VII primijene pri analizi podataka o planiranom angažmanuelektrana HEP – Proizvodnje d.o.o. za karakteristične dane navedene u Tablici I proizlazi da u većinisatnih intervala postoje značajni raspoloživi kapaciteti (veći od procijenjenog maksimuma odstupanja u2015. godini u iznosu od ± 400 MWh/h) i za kratkoročno smanjenje i za kratkoročno povećanjeproizvodnje električne energije. Pretpostavlja se da je raspoloživi regulacijski kapacitet u sustavu jednak: a) ako je potrebno je uravnotežiti manjak energije - Raspoloživi kapacitet za određeni sat jednak je sumi razlika maksimalne snaga proizvodnje elektrana koje sudjeluju u mehanizmu uravnoteženja i planiranog angažmana elektrana za taj sat. b) Ako je potrebno je uravnotežiti višak energije - Raspoloživi kapacitet za određeni sat jednak je sumi razlika planiranog satnog angažmana elektrana koje sudjeluju u mehanizmu uravnoteženja i njihovog tehničkog minimuma. S obzirom na podjednake potrebe i za uravnoteženjem manjka i za uravnoteženjem viška, nagodišnjoj razini proizvodnja za potrebe uravnoteženja ne remeti bilancu proizvodnje. Sustav je najmanje fleksibilan u noćnim satima je kad zbog niske potrošnje u pogonu mali brojHE uglavnom ispod nazivne snage što znači da u slučaju naglog povećanja proizvodnje VE postojeograničene mogućnosti smanjenja proizvodnje. U takvom slučaju dostupna su rješenja opisana u potpoglavlju 4.2.4.2. Ostale mogućnosti uravnoteženja sustava U okviru hrvatskog mehanizma uravnoteženja moguće uključivanje je većih potrošača umehanizam uravnoteženja u ulozi PUU-ova (posebna tarifa, privremena nenajavljena iskapčanja odstrane operatora u slučaju potrebe). Nadalje, moguće su i izmjene i dopune važeće regulative na načinda se i potencijalnim pružateljima usluge uravnoteženja omogući sudjelovanje u hrvatskom sustavu štoće se vjerojatno i dogoditi kao posljedica razvoj tržišta električne energije i na nacionalnoj i na regionalnojrazini. U satnim intervalima sa nepovoljnom mogućnošću smanjenja proizvodnje konvencionalnihelektrana moguće je primijeniti sljedeće dodatne mjere koje omogućava uspješno rješavanje problemaneplanirano visoke proizvodnje VE: prodaja viška energije izvan sustava nacionalnog sustava promjene u sustavu planiranja (planiranje na unutar dnevnoj razini, planiranje rada reverzibilnih HE u crpnom režimu) svjesno guranje viška proizvodnje u integrirani sustav (UCTE) s posljedicom naknadne kompenzacije odstupanje po tarifnim stavkama ili penalizacijom odstupanja.5. ZAKLJUČAK U sljedećih nekoliko godina (razdoblje do 2015. godine) u hrvatskom EES-u doći će razvoj tržištaelektrične energije pa tako i tržišnog načina nabave energije uravnoteženja. Usporedo s ovim procesomće se vjerojatno događati značajan porast instaliran snage u VE u hrvatskom sustavu. Kratkoročnavarijabilnost proizvodnje VE i visok udio VE u proizvodnoj u kombinaciji predstavljaju važan novi elementu problematici uravnoteženja kratkoročnih odstupanja i funkcioniranja mehanizma uravnoteženja. 9

Str. 96 Iznimno važnu ulogu u uravnoteženju sustava ima planiranje rada EES-a što uključuje ipredviđanje opterećenja i planiranje proizvodnje VE, a poželjno je da završna faza planiranja bude čimbliže realnom vremenu. Na taj način povećava se točnost predviđanja odnosno smanjuju kratkoročnaodstupanja. Godišnje planiranje proizvodnje VE po mjesečnim intervalima, odnosno način na koji se danasplanira rad VE u hrvatskom sustavu je neodrživ. Uz takav način planiranja i 700 MW VE u sustavu unazivnoj 2015. godini, odstupanje VE i troškovi uravnoteženja odstupanja bili bi izuzetno visoki, a isigurnost rada sustava bitno manja. Dakle, u sklopu mjera za uspješnu integraciju VE hrvatski EES-a bitće potrebno promijeniti način planiranja proizvodnje VE. Visok udio HE u proizvodnim kapacitetima u hrvatskom sustavu znači i velike raspoloživekapacitete za uravnoteženje kratkoročnih odstupanja u sustavu, čak i uz vrlo visok udio instalirane snageu VE (700 MW 2015. godine). Moguće je osigurati i dodatne kapacitete kroz uključivanje potrošača umehanizam uravnoteženje te razvoj tržišta električni energije. Dostupni kapaciteti za uravnoteženje sustava u kombinaciji se kvalitetnijim planiranjem trebali biomogućiti siguran rad sustava i uz visok udio VE u sustavu.6. LITERATURA[1] Ministarstvo gospodarstva, rada i poduzetništva i Program Ujedinjenih naroda za razvoj (UNDP), „Prilagodba i nadogradnja Strategije energetskog razvitka Republike Hrvatske – Nacrt zelene knjige“, Zagreb, listopad 2008.[2] UCTE Priručnik za vođenje pogona[3] H. Holttinen et al: „Design and operation of power systems with large amounts of wind power - State-of-the-art report“,VTT Working Papers 82, listopad 2007.[4] IEEE Power & Energy magazine, Volume 5, Number 6, studeni/prosinac 2007.[5] RTE: Electrical Energy Statistics for France 2007 (godišnje izvješće)[6] D.J. Swider., „Pushing a Least Cost Integration of Green Electricity into the European Grid: Background Study – Balancing System of Germany, Work Package 4, Sttutgart University (IER), Njemačka, rujan 2004.[7] HEP – Trgovina d.o.o., „EEN bilanca za 2007. godinu – Ostvarenje: siječanj-prosinac“, Zagreb, siječanj 2008.[8] HEP – OPS d.o.o., „Dodatni tehnički uvjeti za priključak i pogon vjetroelektrana na prijenosnoj mreži“, Zagreb, prosinac 2008.[9] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava, NN 133/2006[10] Tarifni sustav za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora i kogeneracije, NN 33/2007[11] Metodologija za pružanje usluge uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom sustavu, NN 133/2006[12] D. Bajs, G. Majstrović, „Mogućnost prihvata vjetroelektrana u EES Republike Hrvatske“, časopis Energija, br. 2/2008., str. 124 – 155. , travanj 2008.[13] R. Goić et al: „Integracija vjetroelektrana u hrvatski elektroenergetski sustav“, HRO CIGRE - 8. Simpozij o vođenju EES-a – pozvani referat, Cavtat, studeni 2008.[14] R. Goić, M. Lovrić, „Planiranje rada kao osnova za sigurno vođenje i gospodarenje EES-a Hrvatske“, HRO CIGRE, 5. Savjetovanje, Cavtat, studeni 2001.[15] EWEA: „Large scale integration of wind energy in the european power supply: analysis, issues and recommendations - A report by EWEA“, prosinac 2005.10

Str. 97 C5-05HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ9. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 8. - 12. studenoga 2009.Marijan MagdićInstitut za elektroprivredu i energetiku [email protected] CIJENA ELEKTRIČNE ENERGIJE URAVNOTEŽENJA SAŽETAK Električna energija uravnoteženja je električna energija potrebna za pokrivanje razlike izmeđustvarno isporučene ili preuzete električne energije i električne energije iz ugovornog rasporeda. Utehničkom smislu električna energija uravnoteženja stvara se putem primarne, sekundarne i tercijarneregulacije frekvencije. Za proizvodnju električne energije uravnoteženja u proizvodnim subjektima stvarajuse iste kategorije troškova (operativni troškovi i trošak korištenja izvora financiranja) kao i za proizvodnjuelektrične energije prema ugovornom rasporedu. Prema tome, polazište za utvrđivanje troškova i cijeneelektrične energije uravnoteženja je isto kao i za električnu energiju prema ugovornom rasporedu. Zaodređivanje troškova moguće je izabrati model povijesnih ili marginalnih troškova. Ključne riječi: električna energija uravnoteženja, troškovi, cijena PRICING THE BALANCING ENERGY SUMMARY Balancing energy is electrical energy required for covering the deviation of the delivered (as wellas taken) electrical energy from the electrical energy nominated by contractual schedule. From atechnical point of view balancing energy is being produced trough primary, secondary and tertiaryfrequency regulation. For the production of balancing energy, the same categories of costs are beingmade (operating costs as well as costs of financial sources) as for the production of electrical energyaccording to contractual schedule. Therefore, the starting point for determination of costs, as well as theprice of balancing energy,, and for pricing the electrical energy from contractual schedule could be thesame. There is the possibility to choose between the history cost model or marginal cost model in theprocess of determination of costs. Key words: balancing energy, costs, price1. UVOD Pri proizvodnji električne energije stalno mora biti zadovoljena jednakost proizvodnje i potrošnjeelektrične energije. Količina potrošnje sadržava i tehničke gubitke u prijenosu i distribuciji. Ostvarenje oveneophodne jednakosti mjeri se ostvarenom frekvencijom. Narušavanje nominalnog iznosa frekvencije 50Hz govori da je narušena jednakost proizvodnje i potrošnje električne energije.Uzrok poremećaja jednakosti može biti na strani proizvodnje ili na strani potrošnje. Budući da uelektroenergetskom sustavu treba biti neprestana uravnoteženost proizvodnje i potrošnje električneenergije, ovom zahtjevu podređeno je utvrđivanje planiranog dnevnog rasporeda rada elektrana, kao iangažiranje vanjskih izvora (uvoza električne energije) ukoliko elektrane unutar elektroenergetskog 1

Str. 98sustava nisu dovoljne. U toku izvršenja planiranog rasporeda neminovno dolazi do odstupanja, te stogamora biti stvoren sustav koji uravnotežuje nastala odstupanja. Svako iskorištavanje resursa u ciljustvaranja novog proizvoda naziva se trošak. U proizvodnji električne energije uravnoteženja, a to jeelektrična energija izvan planiranog rasporeda, dolazi do trošenja resursa za proizvodnju te vrsteelektrične energije.U referatu se opisuju troškovi koji nastaju u procesu proizvodnje električne energije uravnoteženja, kao ipretvaranje troškova u cijenu električne energije uravnoteženja.2. TEHNIČKE OSOBITOSTI ELEKTRIČNE ENERGIJE URAVNOTEŽENJA Električna energija uravnoteženja je električna energija potrebna za pokrivanje razlike izmeđustvarno isporučene ili preuzete električne energije i električne energije iz ugovornog rasporeda [1].Polazište kao i neprestani zadatak vođenja elektroenergetskog sustava je uravnoteženost proizvodnje ipotrošnje električne energije. Stoga voditelj sustava mora imati na raspolaganju sve mehanizme kojimamože intervenirati, kako u procesu planiranja rasporeda rada elektrana, tako i u izvršavanju planiranog(ugovornog) rasporeda, a sve sa zadatkom održavanja neprestane ravnoteže (jednakosti) proizvodnje ipotrošnje. Koliko god se trudili što realnije izrađivati planske rasporede, u realnosti neminovno dolazi doodstupanja od plana, jer nikada nismo u mogućnosti predvidjeti sva ponašanja kupaca (potrošača)električne energije. Da bi elektroenergetski sustav mogao funkcionirati na prethodno opisani uravnoteženi način i dabi se mogla osigurati ravnoteža u realnom vremenu, potrebno je postojanje pričuvne snage koju čine zaproizvodnju spremne, ali neangažirane snage agregata elektrana. Stoga elektroenergetski sustav trebaraspolagati rotirajućom pričuvom snage u agregatima, koji su, prema svojim tehničkim osobitostima,sposobni za automatsko opterećivanje i rasterećivanje. Promjene na strani proizvodnje, u skladu sazahtjevima potrošnje, moguće su: a) povremenim uključivanjem ili isključivanjem pojedinih agregata prema unaprijed dogovorenom dijagramu opterećenja, odnosno prema trenutno nastalim promjenama u elektroenergetskom sustavu, ili b) neprekidnom automatskom promjenom opterećenja pojedinih agregata pomoću regulacije frekvencije i snage, čime se prate sve neplanirane promjene potrošnje. Narušavanje jednakosti proizvodnje i potrošnje električne energije dovodi do promjene frekvencijekoja izaziva reagiranje regulatora brzine vrtnje turbine (tzv. turbinskih regulatora), kojima je zadatakodstraniti ovaj poremećaj pomoću promjene količine dolaznog medija na turbine (voda, para, plin).Primarnim reagiranjem turbinskih regulatora, koji su raspolagali rotirajućom pričuvnom snagom,uspostavlja se novo ravnotežno stanje u sustavu. Ovaj se proces naziva primarna regulacija frekvencije.Proces primarne regulacije frekvencije završava u kratkom vremenu (15 do 30 sekundi) [7] od nastankaporemećaja te se stoga još naziva i trenutna regulacija frekvencije. Neujednačenost proizvodnje i potrošnje električne energije dovodi do promjene frekvencije zbogkoje se aktivira i sekundarna regulacija frekvencije. Mrežni regulator šalje daljinske naloge za promjenuproizvodnje u elektranama koje su uključene tj. sudjeluju u sekundarnoj regulaciji frekvencije (tzv.regulacijskim elektranama). Budući da djeluje druga po redu, nakon primarne regulacije frekvencije, tezbog vremenski duljeg razdoblja aktiviranja i djelovanja (do 15 minuta od nastanka poremećaja) [7] ovaregulacija frekvencije naziva se sekundarna (naknadna). Djelovanjem sekundarne regulacije frekvencije,nakon završene primarne regulacije, preraspodjeljuje se snaga u elektroenergetskom sustavu i stabilizirafrekvencija na nominalnom iznosu. Zbog neujednačenosti proizvodnje i potrošnje u toku prijelaznog razdoblja između početnog inovog ravnotežnog stanja u elektroenergetskom sustavu, automatski se istovremeno izvršavaju primarnai sekundarna regulacija frekvencije, pri čemu je djelovanje primarne regulacije frekvencije nekoliko putabrže od sekundarne. Primarna regulacija frekvencije aktivira pričuvnu snagu u svim proizvodnim agregatima koji njomeraspolažu, dok sekundarna regulacija aktivira samo pričuvu snage u agregatima u regulacijskimelektranama. Pored primarne i sekundarne regulacije frekvencije postoji i tercijarna regulacija frekvencije kojomse djeluje na uspostavljanje jednakosti proizvodnje i potrošnje električne energije. Temeljna osobitosttercijarne regulacije, kojom se razlikuje od primarne i sekundarne, je vremenska odrednica. Tercijarnaregulacija frekvencije se aktivira automatski, ili ručno u razdoblju 15 minuta od nastanka poremećaja.Agregati koji se koriste za tercijarnu regulaciju su ili u pogonu, ali raspolažu rezervom snage za2

Str. 99povećanje ili smanjenje proizvodnje električne energije, ili su izvan pogona, ali su u pogonskoj spremnostiza angažiranje u potrebnom trenutku.U tehničkom smisluelektrična energija uravnoteženja = proizvedena električna energija aktiviranjem primarne, sekundarne i tercijarne regulacije frekvencije i snage3. EKONOMSKE OSOBITOSTI ELEKTRIČNE ENERGIJE URAVNOTEŽENJA3.1. Izvori električne energije uravnoteženja Temeljem prethodnog, a vezano za funkcioniranje elektroenergetskog sustava, može sekonstatirati postojanje dvije osobite proizvodnje električne energije: a) proizvodnja prema ugovornom (planiranom) rasporedu i b) električna energija uravnoteženja (razlika između stvarno isporučene ili preuzete električne energije i električne energije iz ugovornog rasporeda). Ako sad promatramo izvore gdje se električna energija uravnoteženja može proizvesti,konstatiramo da to mogu biti: a) proizvodna jedinica samo za proizvodnju električne energije uravnoteženja b) proizvodne jedinice u kojima se proizvodi i električna energija prema ugovornom rasporedu c) proizvodna jedinica u drugom elektroenergetskom sustavu Prethodna razgraničenja su korisna za razmatranje ekonomskih osobitosti električne energijeuravnoteženja, odnosno za razgraničenje troškova i za pridruživanje dijela troškova proizvodnje ovoj vrstielektrične energije.3.2. Struktura troškova Za proizvodnju nekog proizvoda, pa tako i proizvodnju električne energije uvijek postoji trošenjeodređenih resursa svojstvenih tom proizvodnu. Općenito govoreći, postoje dvije kategorije troškova:operativni troškovi i troškovi korištenja izvora financiranja (trošak kapitala). Ove dvije kategorije troškovasu temelj za proračun cijene proizvoda.3.2.1 Identificiranje troškova električne energije uravnoteženja Shodno prethodnim konstatacijama električna energija uravnoteženja s tehničkog se stajalištaidentificira s primarnom, sekundarnom i tercijarnom regulacijom frekvencije. Budući da je primarna regulacija frekvencije trenutna regulacija teško je, gotovo nemoguće, uproizvodnoj jedinici odrediti troškove medija (para, plin voda) koji se odnose na primarnu regulaciju.Stoga bi, iz praktičnih razloga, kod proizvodnih jedinica koje imaju ugrađenu opremu za primarnuregulaciju frekvencije sve troškove proizvodnje (ugovorena proizvodnja električne energije i električnaenergija uravnoteženja-primarna regulacija) trebalo smatrati troškom proizvodnje električne energijeprema ugovornom rasporedu. Kod sekundarne regulacije frekvencije postoji mogućnost mjerenja potrošnje medija (para, plin,voda) za sekundarnu regulaciju frekvencije. To praktično znači da utrošeni medij za sekundarnuregulaciju frekvencije treba vrednovati i utvrditi troškove električne energije uravnoteženja proizvedene ujedinicama sa sekundarnom regulacijom frekvencije. Za tercijarnu regulaciju frekvencije izvor može biti jedinica na kojoj se proizvodi i električnaenergija prema ugovornom rasporedu i električna energija uravnoteženja, ili se izvor koristi samo zatercijarnu regulaciju. Za varijantu proizvodnje električne energije uravnoteženja u jedinici u kojoj seistovremeno ne proizvodi električna energija prema ugovornom rasporedu, najjednostavnije je utvrdititroškove proizvodnje električne energije uravnoteženja. 3

Str. 1003.2.2 Regulacija troškova i cijene proizvodnje električne energiju u EES-u Republike Hrvatske Određivanje strukture troškova i cijene proizvodnje električne energije u proizvodnim objektimaelektroenergetskog sustava Republike Hrvatske za sada je regulirano Tarifnim sustavom za proizvodnjuelektrične energije, s iznimkom za povlaštene kupce, bez visine tarifnih stavki (NN 143/2006). U ovomtarifnom sustavu definirana je metodologija utvrđivanja troškova i cijene električne energije u proizvodnimelektroenergetskim objektima. Metodologijom se razrađuje prethodno spomenuti temeljni troškovni principda sa stajališta određivanja cijene postoje dva troška: operativni troškovi (priznati troškovi) i troškovikorištenja izvora financiranja (povrat na reguliranu imovinu). Postojanjem ovog tarifnog sustava reguliranaje razina troškova i cijene proizvodnje električne energije. Značenje tarifnog sustava za proizvodnjuelektrične energije, u dijelu koji se odnosi na obuhvat troškova do transformacije u tarifne stavke, trebalobi tumačiti na način da se jednako primjenjuje za proizvodnju električne energije prema ugovornom(planskom) rasporedu i za električnu energiju uravnoteženja, jer ne postoje različiti troškovi proizvodnjeugovorene električne energije i električne energije uravnoteženja. Ugovorena električna energija ielektrična energija uravnoteženja se proizvode u troškovnom smislu na isti način, samo s različitomsvrhom i za različite potrebe. Ekonomska cijena je, po svojoj definiciji utemeljena na troškovima. Prema tome kad se govori daje cijena ekonomska smatra se da se u potpunosti temelji na troškovima. U elektroenergetici bi trebalitežiti ekonomskoj cijeni električne energije barem iz dva razloga: a) ekonomska cijena obavještava kupca o realnim troškovima proizvodnje te je stoga ulazni podatak za kupca u pogledu spremnosti potrošnje količine električne energije, ili njezine supstitucije, b) načelo pravednosti govori da kupac treba platiti onaj trošak kojeg svojim ponašanjem izazove u elektroenergetskom sustavu.3.2.3 Troškovi u proizvodnoj jedinici samo za proizvodnju električne energije uravnoteženja Operator prijenosnog sustava (OPS) odgovoran je za vođenje elektroenergetskog sustava uRepublici Hrvatskoj. Ta obveza daje mu mogućnost izbora izvora električne energije uravnoteženja.Budući da se putem primarne i sekundarne regulacije frekvencije, odgovarajućim uređajima automatskiosigurava jedan dio električne energije uravnoteženja, OPS-u ostaje zadaća osiguranja dijela električneenergije uravnoteženja koji se ostvaruje tercijarnom regulacijom frekvencije. Za tu svrhu OPS bi trebaounaprijed s proizvodnim subjektom utanačiti uvjete isporuke električne energije uravnoteženja. U pogleduutvrđivanja troškova proizvodnje električne energije prema dnevnom rasporedu nema poteškoća, ali ćevjerojatno, naravno bez razloga, postaviti pitanje troškova i cijene proizvodnje električne energijeuravnoteženja u tom objektu. Ekonomski gledano i u smislu prethodnih konstatacija principi određivanjatroškova i cijene su isti kako za proizvodnju prema ugovornom rasporedu tako i za proizvodnju električneenergije uravnoteženja.3.2.4 Troškovi u proizvodnoj jedinici gdje se proizvodi električna energija prema ugovornom rasporedu i električna energija uravnoteženja U slučaju proizvodnje električne energije prema ugovornom rasporedu i električne energijeuravnoteženja na istoj proizvodnoj jedinici slučaj je u principu vezan uz sekundarnu regulaciju frekvencije,ali nije isključena mogućnost i tercijarne regulacije. U ovom slučaju, pretpostavimo da nije u stvarnosti poteškoća utvrditi promjenjive troškove (para,plin, voda) nastale za proizvodnju električne energije uravnoteženja (sekundarna, tercijarna regulacijafrekvencije). Stanoviti problemi nastaju u pravednosti i politici raspodjele stalnih troškova. Dakle u ovomslučaju postavlja se pitanje kako koncepcijski stalne troškove podijeliti na dva proizvoda: električnaenergija prema ugovornom rasporedu i električna energija uravnoteženja. Ovaj praktični problem može seriješiti na dva načina: a) Metodom kratkoročnih marginalnih troškova b) Metodom prosječnih povijesnih troškova. Kratkoročni marginalni troškovi definiraju se kao promjena troškova (dodatni troškovi) izazvanidodatnom potražnjom (dodatnom proizvodnjom) zadržavajući pri tome postojeći kapacitet. Uslijedpotražnje količina proizvodnje i troškovi se mijenjaju, ali sve to se događa u okviru instaliranog kapaciteta.Operativno gledano to su troškovi koji se pojavljuju u slučaju dodatne, povećane proizvodnje. U tomkonceptu dodatna proizvodnja električne energije je električna energija uravnoteženja. Prema metodikratkoročnih marginalnih troškova dodatna proizvodnja električne energije se u troškovnom smisluidentificira s promjenjivim troškovima (para, voda, plin). Budući da se dodatna proizvodnja događa u4

Str. 101okviru postojećeg kapaciteta, pretpostavlja se da su troškovi kapaciteta (stalni troškovi) podmireniprodajom električne energije prema ugovornom rasporedu. Sa stajališta poslovne politike proizvodnogsubjekta ovakva raspodjela troškova je opravdana, ali se, u konceptu priznatih troškova koji seprimjenjuje u elektroenergetskom sustavu Republike Hrvatske, postavlja pitanje pravednosti ovakvognačina utvrđivanja troškova i cijene električne energije uravnoteženja, jer u tom slučaju električna energijauravnoteženja nije opterećena istim obimom troškova kao i električna energija prema ugovornomrasporedu. Ranije je istaknuto da neminovno dolazi do odstupanja od ugovornog rasporeda, koja sepokrivaju električnom energijom uravnoteženja. Prema tome, i električna energija prema ugovornomrasporedu i električna energija uravnoteženja predstavljaju energiju koja je potrebna, samo je jednanajavljena unaprijed a druga nije. Iz toga proizlazi pitanje zbog čega bi električna energija premaugovornom rasporedu imala različitu cijenu od električne energije uravnoteženja, a proizvode se na istomgeneratoru. Metoda prosječnih povijesnih troškova pokušava neutralizirati prethodne asimetrije na načinizjednačavanja troškova i cijene električne energije prema ugovornom rasporedu i električne energijeuravnoteženja. Promjenjivi jedinični troškovi (para, voda, plin) su jednaki za jednu i drugu vrstu energije.Promjenjivim jediničnim troškovima se dodaju jedinični stalni troškovi (stalni troškovi podijeljeni splaniranom mogućom proizvodnjom) da bi se dobili ukupni jedinični troškovi, koji su jednaki za električnuenergiju prema ugovornom rasporedu i električnu energiju uravnoteženja.3.2.5 Troškovi dobave električne energije uravnoteženja izvan elektroenergetskog sustava Republike Hrvatske Kao jedna mogućnost osiguranja električne energije uravnoteženja je kupovanje ove energije natržištu izvan Republike Hrvatske. Komercijalni odnosi elektroenergetskih subjekata na području Europetemelje se na već razvijenim organiziranim tržištima električne energije. Na organiziranim tržištimaelektrične energije poznate su dvije institucije trgovanja: a) Dvostrano (bilateralno) trgovanje b) Trgovanje putem burze električne energije.Navedene institucije trgovanja, gdje se trguje i električnom energijom uravnoteženja, razvile su pravila ipostupke utvrđivanja cijene električne energije, a to znači i električne energije uravnoteženja. Cijenaelektrične energije na burzi je referentna cijena za sve druge oblike trgovanja. Tržišna cijena (engl.clearing price) je cijena izračunata u potpunosti na tržišnim principima, a to znači putem ponude ipotražnje električne energije.4. ZAKLJUČAK Električna energija uravnoteženja je objektivna kategorija električne energije uelektroenergetskom sustavu. Stoga je za ovu vrstu energije potrebno osigurati izvore i uspostavitimehanizme utvrđivanja objektivne razine troškova i cijene. Električna energija uravnoteženja u operativnom tehničkom smislu obuhvaća primarnu,sekundarnu i tercijarnu regulaciju frekvencije. Obzirom na osobitosti izvršavanja primarne regulacijefrekvencije troškove ove aktivnosti trebalo bi pridružiti proizvodnji električne energije prema ugovornomrasporedu. Za električnu energiju uravnoteženja proizvedenu putem sekundarne i tercijarne regulacijefrekvencije postoje mogućnosti utvrđivanja troškova i cijene. Ukoliko se električna energija uravnoteženja za potrebe elektroenergetskog sustava RepublikeHrvatske osigurava u proizvodnim objektima Republike Hrvatske, tada bi se cijena električne energijeuravnoteženja, poštivajući princip ekonomske cijene, trebala temeljiti na troškovima njene proizvodnje utim objektima. Ovaj pristup odgovara i principu pravednosti cijene, a taj je da kupac treba platiti troškovekoje u elektroenergetskom sustavu izaziva. Danas je utvrđivanje troškova proizvodnje električne energije u Republici Hrvatskoj reguliranoTarifnim sustavom za proizvodnju električne energije, s iznimkom za povlaštene kupce, bez visine tarifnihstavki (NN 143/2006). Kad će se cijena proizvodnje električne energije u objektima elektroenergetskogsustava Republike Hrvatske određivati putem tržišnih mehanizama (konkurencija), tada je primjereno iformiranje cijene električne energije uravnoteženja prepustiti tržišnim mehanizmima. 5

Str. 1025. LITERATURA[1] Pravila djelovanja tržišta električne energije, NN 135/2006[2] Utjecaj očekivane izgradnje obnovljivih izvora energije na energiju uravnoteženja u elektroenergetskom sustavu RH i posljedični troškovi 2015. godine, Institut za elektroprivredu i energetiku d.d., Zagreb, 2009.[3] Metodologija za pružanje usluga uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom sustavu, NN 133/2006[4] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava, NN 133/2006[5] Mrežna pravila elektroenergetskog sustava NN 36/2006. i NN 90/2008[6] IEC 61850-3 Communication networks and systems in substations – part 3 General requirements, siječanj 2002.[7] UCTE Operation Handbook, Policy 1 i Appendix 1 to Policy 1 – Load-Frequency Control and Performance6

Str. 103HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ9. simpozij o sustavu vođenja EES-aZadar, 8. – 10. studenoga 2010.Mr. sc. Boris Markota Ivan Ubrekić, dipl.ing. 2-08HEP OPS d.o.o. HEP OPS [email protected] [email protected] Horvat, dipl. ing.HEP OPS [email protected] TRŽIŠNI ASPEKTI POMOĆNIH USLUGA SUSTAVA I URAVNOTEŽENJE EES-A SAŽETAK Trend porasta potrošnje električne energije, a samim time i porasta potrebe za proizvodnjomelektrične energije, ubrzan razvoj slobodnog tržišta električne energije, konstantan porast proizvodnihkapaciteta električne energije iz obnovljivih izvora energije, promjenjive meteorološke prilike ikonkurentnost na tržištu u doba recesije postavljaju sve veće zahtjeve elektroenergetskog sustava zabrzom, efikasnom i ekonomičnom nabavom pomoćnih usluga sustava. Na području Republike Hrvatskekao i u većem dijelu Europe još uvijek prevladavaju isključivo nacionalna tržišta pomoćnih uslugasustava koja najčešće ne prelaze granice kontrolnog područja u nadležnosti Operatora prijenosnogsustava pojedine države ili regije. Povećane potrebe za pomoćnim uslugama sustava najčešće ne mogubiti zadovoljene unutar kontrolnog područja jedne države. Kako bi se osigurao siguran i pouzdan radelektro energetskog sustava Operatori prijenosnog sustava primorani su nabavljati energiju za pomoćneusluge sustava izvan granica kontrolnog područja u njihovoj nadležnosti, što uključuje prekograničnurazmjenu električne energije. Rezervacijom prekograničnog prijenosnog kapaciteta u tu svrhu smanjujese kapacitet raspoloživ za trgovinu električnom energijom i uzrokuje automatsko povećanje zagušenja naprekograničnim prijenosnim vodovima i niz drugih posljedica koje zahtijevaju jedno od rješenja tržištapomoćnih usluga sustava. U ovom članku predstavljene su revidirane smjernice ERGEG-a (eng.European Regulators Group for Electricity & Gas) iz rujna 2009. godine o preporučenim načinimaorganiziranja tržišta pomoćnih usluga. Također je dan mogući razvoj tržišta pomoćnih usluga sustavasukladno ERGEG-ovim smjernicama, te nekoliko načina na koje može biti organizirano. Posebno supojašnjeni svaki od spomenutih modela tržišta, njihovi tehnički i ekonomski aspekti. Obraćena je posebnapozornost na hrvatski elektroenergetski sustav u cjelini, njegove potrebe za pomoćnim uslugama sustavai eventualnim mogućnostima primjene nekih od spomenutih modela na primjeru istog. Ključne riječi: pomoćne usluge sustava, uravnoteženje EES-a, ERGEG, modeli tržišta pomoćnih usluga sustava MARKET ASPECTS OF ANCILLARY SERVICES AND BALANCING DESIGNS OF POWER SYSTEM SUMMARY The upward trend in electricity consumption, and thus increase of the need for production ofelectricity, rapid development of international electricity market, constant increase in production capacityof electricity from renewable energy sources, variable weather conditions and competition in the marketduring the recession period put increasing demands on the power system for fast, efficient andeconomical procurement of ancillary services. In Croatia, as well as in most parts of the Europe nationalmarket systems for ancillary services are still dominant, which usually do not exceed the boundaries ofcontrol areas under the jurisdiction of the Transmission System Operator of particular country or region.Increased requirements for ancillary services system often can not be provided within single control area. 1

Str. 104To ensure safe and reliable operation of the electrical power system Transmission system operators areforced to procure power for ancillary services outside the control of the area under their jurisdiction,including cross-border exchanges of electricity. Reservation of cross-border transmission capacity for thispurpose reduces the capacity available for trade in electricity and causes the automatic increase incongestion on cross-border transmission lines and many other consequences that require one of thesolutions the market for ancillary services system. This article presents the revised guidelines ERGEG's(eng. European Regulators Group for Electricity & Gas) from September 2009. The recommended way oforganizing ancillary services markets. There is also the possible development of markets for ancillaryservices system in accordance with ERGEG's guidelines, and a number of ways that can be organized.Each market model is explained according to its technical and economic aspects. Special attention hasbeen given to the Croatian electric power system as a whole, its need for ancillary system services andany possibility of applying some of these models on the example of the same.Keywords: ancillary services system, balancing the power system, the ERGEG, models of markets forancillary system services1. UVOD Misija ERGEG-a je razvoj učinkovitog i konkurentnog jedinstvenog tržišta električne energije ucijeloj Europskoj Uniji, dok u isto vrijeme uzima u obzir sigurnost opskrbe i pouzdanost sustava. Štoviše,ERGEG je u posljednjih nekoliko godina u velikoj mjeri posvetio pozornost proučavanju kako bi gorenavedeno tržište moglo biti ostvareno te kojim bi se pitanjima dao prioritet. Stoga je po ERGEG-unedostatak integracije tržišta električne energije uravnoteženja ključna zapreka razvoja jedinstvenogeuropskog tržišta električne energije. Takva integracija predstavlja proces spajanja odvojenih tržišta kakobi djelovali kao zajedničko tržište el. energije uravnoteženja. Imajući to u vidu ERGEG je dodatno predstavio svoj pogled na ovu tematiku u obliku Smjernica opotrebi i načinima integracije tržišta el. energije uravnoteženja. U ovom članku će se obraditi te kasnijepozivati na Revidirane smjernice ERGEG1-a o preporučenom načinu integracije tržišta električne energijeuravnoteženja (Revised ERGEG Guidelines of Good Practice for Electricity Balancing MarketsIntegration2, skraćeno GGP-EBMI), objavljene 09. rujna 2009. Godine, Ref: E09-ENM-14-04.Smjernice su podijeljene na dva velika dijela: • općenita razmatranja • smjernice ERGEG-a2. OPĆENITA RAZMATRANJA2.1. Dobrobiti učinkovitih tržišta električne energije uravnoteženja i njihove integracije Integriranje tržišta energije uravnoteženja je naglašen kao potrebni korak prema ispunjenju ciljevaERGEG-a i Europske Unije o razvoju jedinstvenog europskog tržišta električne energije. Takva integracijabi dozvolila Operatorima prijenosnog sustava učinkovitiju nabavu usluga uravnoteženja i izbjeglaneučinkovito reguliranje u udaljenim područjima. Visoka razina transparentnosti u tržišnim pravilima, priformiranju cijena i sudjelovanju na tržištu dopušta tržišnim sudionicima donositi kvalitetne odluke iminimiziranje rizika vezanih uz ulaganje i rad.Odnosi na tržištu mogli bi se poboljšati kada bi susjedna tržišta energijom uravnoteženja bilakompatibilna, te bi Operatori prijenosnog sustava i tržišni sudionici imali pristup na oba tržišta. ERGEGsugerira kako integracija tržišta el. energijom uravnoteženja može osigurati dodatne prednosti: • Omogućavanje Operatorima prijenosnih sustava pristup raznovrsnijim tipovima proizvodnih tehnologija, dodatnim mogućnostima poravnavanja odstupanja, te smanjenje potrebnih količina rezervi i postizanje učinkovitijeg korištenja pomoćnih usluga sustava .1 ERGEG –European Regulators Group for Electricity & Gas (Europsko udruženje regulatora za električnu energiju i plin) 2 U daljnjem tekstu: Smjernice  2

Str. 105 • Povećanje pritisaka konkurencije i smanjenje mogućnost iskorištavanja dominantne pozicije na tržištu • Dijeljenje rezervi između više Operatora sustava smanjuje rizik prekida napajanja jer bi svaki Operator prijenosnog sustava bio u mogućnosti zahtijevati energiju uravnoteženja od susjednog Operatora sustava na tržišno zasnovan način.2.2. Glavna načela učinkovitih tržišta električne energije uravnoteženja i njihove integracije2.2.1. Pravna pitanja vlada i institucija Od velike je važnosti donošenje zakonodavnih i regulatornih osnova za integrirano tržište. Kodtržišta na nacionalnoj razini se trenutno svi zakoni podudaraju s jednim pravosudnim područjem.Potrebno je prilagoditi pravni okvir unutar kojeg je svakom tržišnom sudioniku omogućeno riješiti svojeprobleme putem sudskih procesa ili preko nadležnog regulatora. ERGEG naglašava važnost postojanjaprakse izmjena pravila u svjetlu novih uvjeta koji se pojavljuju na tržištu. Također bi trebale postojatimogućnosti predlaganja promjena sa strane tržišnih sudionika koje bi se prihvaćale ili odbijale natransparentan način. Direktiva Europske komisije 2003/54/EC daje regulatoru nadležnost nad djelovanjem tržištaenergije uravnoteženja. Prema aneksu Direktive 1228/2003, čl. 1.9 potrebno je razviti mehanizmekoordiniranog unutardnevnog upravljanja zagušenjima na prekograničnim vodovima pod uvjetomsigurnog rada sustava kako bi se potpuno iskoristile prilike za trgovinu električnom energijom iprekogranično uravnoteženje. Posljedično, osim multilateralnih pravila o upravljanju zagušenjima, biti će potrebno usvojitimetodologiju izračuna odnosno donošenje uvjeta za nabavu usluga uravnoteženja. Iz te perspektive biDirektiva 1228/2003 trebala biti proširena smjernicama o potrebnim uvjetima za pružanje uslugeuravnoteženja koja nisu ograničene na upravljanje zagušenjima. Što se tiče prekograničnih pitanja,postojat će potreba za usklađenom aktivnošću oba regulatora.2.2.2. Sigurnost sustava Uloge i odgovornosti vezane uz sigurnost sustava morat će biti eksplicitno određene. Operatoriprijenosnog sustava su odgovorni za održavanje sigurnosti sustava unutar svog kontrolnog područja.Prekogranično uravnoteženje ne smije ugroziti sigurnost sustava unutar kontrolnog područja. Kako biimali punu kontrolu nad sigurnošću sustava Operatori prijenosnog sustava moraju zadovoljiti zahtjevekratkoročnih rezervi. Prema tome, Operatori prijenosnog sustava moraju osigurati raspoloživost prikladnih rezervi, temogućnost brze reakcije na neuravnoteženost sustava. Kako bi to ostvarili, opravdano je da Operatorprijenosnog sustava aktivira rezervu ili sklopi ugovor s pružateljem rezervi uz odgovarajuću naknadu.2.2.3. Tržišno bazirani mehanizmi Nabava usluga uravnoteženja od strane Operatora prijenosnog sustava će se provoditi tržišnimmetodama promovirajući ekonomsku učinkovitost pri izboru ponuda. Nabava usluga uravnoteženja uovim Smjernicama može se pojaviti u dva oblika: • nabava „pričuvnog kapaciteta“(eng. Reserve Capacity) – opcijskog prava (eng. Optional Right) podešavanja proizvodnje ili potrošnje čija je raspoloživost garantirana ugovorom • nabava „energije uravnoteženja“ - nabava podešavanja proizvodnje/potrošnje (eng. Balancing Energy) Izbor ponuda bi se temeljio na ljestvici najpovoljnijih cijena ponuda (eng. „merit order list“) kao ina ograničenjima u mreži. Odstupanja od izbora po cijeni bi se prihvatila u slučaju kada je potrebnoodržati sigurnost sustava, te bi se transparentno prezentirala tržišnim sudionicima.2.2.4. Učinkovito tržišno natjecanje Analiza energetskog sektora kojeg je provela Europska komisija u siječnju 2007. godine jeistaknula činjenicu da su \"tržišta el. energije uravnoteženja općenito organizirana na razini države (ilimanje)\" te da su \"izrazito koncentrirana, što daje proizvođačima mogućnost iskorištavanja dominantnepozicije na tržištu\". Početne barijere za nove tržišne sudionike bi trebale biti smanjene koliko god je to 3

Str. 106moguće. Tržišna pravila vezana uz uravnoteženje, osobito kod prijave ponuda i njihovog odabira ne smijustvarati diskriminaciju između tržišnih sudionika, bilo unutar ili izvan kontrolnog područja. Nadalje, trajanje ugovora za pružanje „pričuvnih kapaciteta“ (eng. Reserve Capacity) ne smijepredstavljati ulaznu prepreku tržištu. Time će se povećati konkurencija, spriječiti iskorištavanjedominantne pozicije na tržištu, omogućiti smanjenje troškova usluge uravnoteženja. Također bi trebalomoći smanjiti pokušaje okrupnjavanja. Postoji rizik od iskorištavanje dominantne pozicije čak i u uvjetimau kojima je razina okrupnjavanja relativno mala. To se prvenstveno odnosi na situacije kada određenisubjekt ima specifičnu zemljopisnu poziciju ili tehničke karakteristike.2.2.5. Utjecaj na prekograničnu trgovinu Maksimalni iznos prekograničnog prijenosnog kapaciteta bi trebao biti raspoloživ tržišnimsudionicima, definiran u skladu sa standardima sigurnog rada sustava. Zbog ograničenosti iznosaprekograničnog kapaciteta njegova upotreba mora biti optimizirana. Prekogranično uravnoteženje nesmije voditi oduzimanju prijenosnog kapaciteta tržišnim sudionicima niti smanjiti mogućnost zaprekograničnu trgovinu.2.2.6. Poticaji subjektima odgovornima za odstupanje da budu uravnoteženi Općenito gledajući, svaki tržišni sudionik je obvezan biti ili direktno subjekt odgovoran zaodstupanje ili u ugovornom odnosu sa nekom vrstom predstavnika koji je direktno subjekt odgovoran zaodstupanje. Tržišta energije uravnoteženja i računanje cijene pri obračunu odstupanja trebaju bitidizajnirana na način da su subjekti odgovorni za odstupanje odgovorni za nastale razlike, te da imajuodgovarajuće poticaje da ih smanje što je više moguće. Određivanje cijene za obračun energijeuravnoteženja mora odražavati troškove Operatora sustava pri nabavljanju energije koja nedostaje.2.2.7. TransparentnostTransparentnost je temelj postizanja učinkovitog natjecanja u liberaliziranom tržištu, za što je potrebančvrst pravni okvir. Svi sudionici na tržištu moraju imati jednostavan pristup potrebnim informacijama kakobi mogli analizirati optimalne tržišne prilike i imati priliku što kvalitetnije održavati ravnotežu ponude ipotražnje. Pružatelji pomoćnih usluga bi trebali transparentno djelovati prema drugim sudionicima iregulatoru kako bi se spriječilo protutržišno djelovanje. Potrebna je visoka razina transparentnostiOperatora prijenosnog sustava kako bi se osigurala njegova neutralnost. Konačno, tržišta pomoćnihusluga sustava trebaju imati jasne i transparentne postupke pri izmjenama postojećih tržišnih pravila.2.2.8. Nadziranje tržišta Potrebno je dodijeliti odgovarajuća prava i odgovornosti nadležnim institucijama. Ukoliko seobveze dijele između regulatora i još jedne institucije, potrebno je osigurati da ne postoje \"sive zone\" unadgledanju tržišta. Nadležne institucije će izmjenjivati potrebne podatke kako bi imale kvalitetan pregledtržišta u cjelini, prepoznale i ispravile bilo kakvo nepridržavanje tržišnih pravila na svom područjudjelovanja.2.2.9 Pragmatičan pristup U svrhu napredovanja prema konačnom cilju integriranja tržišta energije uravnoteženja. OveSmjernice se pozivaju na međusobnu kompatibilnost tržišta kao prvi korak prema integraciji svih tržišta.Kompatibilnost mehanizama uravnoteženja, u kontekstu ovih smjernica se odnose na proces prilagodbenajvažnijih aspekata mehanizama uravnoteženja. Cilj je omogućiti prekograničnu razmjenu energije uravnoteženja. Kompatibilnost ovdje znači darazlike u vrstama proizvoda, vremenskih okvira i slično neće sprječavati mogućnost razmjene izmeđurazličitih tržišta. Integracija tržišta uravnoteženja je razvojni proces spajanja zasebnih tržišta u ciljupostizanja rada kao jedno zajedničko tržište. 4

Str. 1072.3. Revidirane smjernice ERGEG-a o preporučenom načinu integracije tržištaelektrične energije uravnoteženja2.3.1 Uloge i odgovornosti• RegulatoriSmjernica 1:Regulatori će biti odgovorni za korekcije ili odobravanje metodologija korištenih pri definiranju odredbi iuvjeta za pružanje uravnoteženja dovoljno rano prije njihovog početka stupanja na snagu, nadzirati ćeučinke gore navedenih odredbi i uvjeta, imati će ovlaštenje zahtijevati od Operatora prijenosnog sustavapromjenu odredbi i uvjeta i imaju pravo voditi sporove vezane uz uravnoteženje.• Operatori prijenosnog sustava (TSO3)Smjernica 2:Odredbe i uvjete za tržište uravnoteženja će biti definirane od strane Operatora prijenosnog sustava uskladu s ovim smjernicama i predane nacionalnom regulatoru na potvrdu ex-ante. Odredbe i uvjeti ćetakođer sadržavati zahtjeve prema subjektima odgovornima za odstupanje i pružateljima uslugeuravnoteženja. Pri slanju odredbi i uvjeta nacionalnom regulatoru Operator će priložiti, gdje je toprikladno, rezultate konzultacija sa sudionicima. Operator će osigurati tržišnim sudionicima informacije koje su im potrebne za učinkovitouravnoteženje te osigurati sve potrebne podatke potrebne kako bi mogli postati pružatelji uslugeuravnoteženja ili subjekti odgovorni za odstupanje, imati javno dostupne modele ugovora za subjekteodgovorne za odstupanje i za pružatelje usluge uravnoteženja, dostaviti na zahtjev prijedlog sporazuma.U prijedlogu će biti izloženi tehnički, organizacijski i financijski aspekti. Operator će nadgledati svekorisnike spojene na mrežu, uključujući subjekte odgovorne za odstupanje i pružatelje uravnoteženja,zadovoljavaju li zahtjeve iz potpisanih odredbi i uvjeta.• Pružatelji usluga uravnoteženja (BSP4)Smjernica 3:Pružatelji usluge uravnoteženja će zadovoljiti zahtjeve definirane Odredbama i uvjetima od straneOperatora sustava. Dužan je osigurati sve potrebne podatke potrebne Operatoru sustava kako bi ovajmogao ocijeniti pruženu uslugu uravnoteženja u procesu pretkvalifikacije, ukoliko postoji, te djelovanju usustavu u realnom vremenu. Pružatelji usluge uravnoteženja će osiguravati ispravan rad svih usluga nakoje se obvezao.• Subjekti odgovorni za odstupanjeSmjernica 4:Subjekti odgovorni za odstupanje će zadovoljiti zahtjeve definirane Odredbama i uvjetima od straneOperatora sustava. Pružatelji usluge uravnoteženja će osigurati sve potrebne podatke potrebneOperatoru sustava (i/ili Operatoru Distribucijskog sustava) kako bi ocijenili potrebe za uslugamauravnoteženja u procesu planiranja i obračuna odstupanja kao i procedure za pravilno postupanje sodstupanjima.2.3.2. Pristup prijenosnim kapacitetima• Rezervacija prijenosnih kapacitetaSmjernica 5:Prekogranični prijenosni kapacitet se neće rezervirati za potrebe prekograničnog uravnoteženja.Rezervacija prekograničnog kapaciteta može biti moguća u posebnim slučajevima istosmjernihprekograničnih vodova kada takva rezervacija može biti izvršena s razlogom povećanja društveno-3 eng. Transmission System Operator 4 eng. Balance Service Provider  5

Str. 108ekonomskog blagostanja na integriranim tržištima. Takva rezervacija će biti predmetom javnihkonzultacija i odobrenja odgovarajućeg regulatora.• Naknada za pristup prekograničnim kapacitetimaU slučaju postavljanja prekogranične razmjene energije uravnoteženja nakon završetka vremenskihrokova na interkonekciji, bilo kakva naplata pristupa prekograničnom kapacitetu za energijuuravnoteženja će biti zabranjena. U posebnim slučajevima istosmjernih prekograničnih vodova gdje jejedan dio kapaciteta rezerviran za prekogranično uravnoteženje, cijena rezerviranog kapaciteta će bitiodređena i naplaćena na transparentan i nediskriminirajući način.2.3.3. Ugovorena rezerva• Prekogranična nabava pričuvnog kapaciteta (eng. reserve capacity)Smjernica 7:Prekogranična nabava pričuvnog kapaciteta neće biti moguća osim u posebnim slučajevima istosmjernihvodova gdje je jedan dio prijenosnog kapaciteta rezerviran za prekogranično uravnoteženje.• Prekogranična nabava energije uravnoteženjaSmjernica 8:Operatori prijenosnog sustava će implementirati mehanizme koji dopuštaju prekograničnu razmjenuručno aktivirane energije uravnoteženja dokle god sigurnost sustava nije ugrožena. Navedeni mehanizmineće razlikovati energiju uravnoteženja lokalnih odnosno susjednih tržišta dokle god sigurnost sustavanije ugrožena. Odgovarajuće procedure usuglašavanja planova razmjene će biti podešene kako bi seomogućila prekogranična razmjena energije uravnoteženja.• Iznos ručno aktivirane rezerveSmjernica 9:Općenito, dijelovi ručno aktivirane rezerve ne trebaju biti predmetom ugovora. Doduše, ako postojipotreba sklapanja ugovora za dio ručno aktivirane rezerve, iznos te rezerve će biti definiran u skladu sasigurnosnim kriterijima koje trebaju potvrditi regulatori. Također, takva vrsta ugovora se mora ostvariti natransparentan, nediskriminirajući i tržišno utemeljen način.• Modeli prekograničnog uravnoteženjaSmjernica 10:Model TSO-TSO sa zajedničkom listom sortiranih ponuda je pristup koji je za ERGEG ciljani modelrazmjene ručno aktivirane energije uravnoteženja. Unatoč tome TSO-TSO model bez zajedničke listesortiranih ponuda ili TSO-BSP pristup mogu biti prvi korak u implementiranju zajedničkog tržišta u slučajunekompatibilnih karakteristika dvaju tržišta energije uravnoteženja. U posebnim slučajevima istosmjernih prekograničnih vodova te kada je kapacitet rezerviran, TSO-BSP pristup može biti prihvaćen ako je dokazano da je osigurana transparentnost i sigurnost sustava tejednakost između stranih i domaćih tržišnih sudionika.• Modeliranje tržišta električne energije uravnoteženjaSmjernica 11:Potpuna harmonizacija tržišta energije uravnoteženja nije preduvjet prekograničnom uravnoteženju.Stoga bi u pristupu \"korak po korak\" implementacija prekograničnog uravnoteženja trebala prethoditidefiniranju i implementaciji standardnog tržišnog modela. Kao prioritet u harmoniziranju nacionalnihtržišta uravnoteženja smatra se harmoniziranje vremenskih rokova (eng. gate closures) te tehničkihkarakteristika usluga uravnoteženja.2.3.4. Transparentnost i nadzor• TransparentnostSmjernica 12: 6

Str. 109Sve potrebne informacije za učinkovit rad integriranog tržišta energije uravnoteženja će biti strukturirane,prikladno sažete i biti dostupne javnosti u zajedničkom formatu koji uzima u obzir potrebe svih tržišnihsudionika.• Javno dostupni podaciSmjernica 13:Podaci objavljeni u svakom kontrolnom području će uključivati pravila djelovanja tržišta energijeuravnoteženja (uključujući mehanizme koji dozvoljavaju prekogranično uravnoteženje) i listu zahtijevanihpodataka. Informacije će se objavljivati na lokalnom jeziku te na engleskom. Operatori sustava bi trebaliizdavati ovakve podatke sa zajedničkom strukturom informacija kako bi postigli bolju usporedivost. Sveobjavljene informacije moraju biti raspoložive barem dvije godine od izdavanja konačne verzije.• Nadzor od strane regulatoraSmjernica 14:Regulatori će uključiti poglavlje o prekograničnom uravnoteženju u svoje ocjene metoda upravljanjazagušenjima. To poglavlje će ocijeniti implementirane mehanizme i trenutno pokrenute projekte. Takođerće naglasiti zapreke implementaciji i unaprjeđenju prekograničnog uravnoteženja.2.4. Modeli tržišta pomoćnih usluga sustava Modeli tržišta pomoćnih usluga sustava su vrlo apstraktan pojam, a najbliže se mogu opisati kaoinstitucionalni dogovori koji utemeljuju upravljanje pomoćnim uslugama sustava u liberaliziranom tržištuelektrične energije. U skladu s europskim trendovima i smjernicama ERGEG-a za uvođenje tržišta pomoćnih uslugasustava iz rujna 2009. pobliže je opisano osam glavnih modela regionalnog tržišta pomoćnih uslugasustava (eng. Multinational Balancing Market designs (MBM)). Tržište pomoćnih usluga sustava kao dio liberaliziranog tržišta električne energije temelji se na triosnovna čimbenika: odgovornosti za odstupanje, uredbe o pružanju usluga uravnoteženja i obračunnaknada za uravnoteženje. Usluge uravnoteženja dijele se na primarnu, sekundarnu i tercijarnu regulaciju. Primarnaregulacija aktivira se unutar nekoliko sekundi, tercijarna unutar nekoliko minuta, a tercijarna uvremenskom periodu od nekoliko minuta do nekoliko sati. Sekundarna regulacija zamjenjuje primarnu, atercijarna sekundarnu. Osiguravanja dovoljne količine rezervi sekundarne i tercijarne regulacije sunajvažnije za uvođenje tržišta pomoćnih usluga sustava. U skladu s postojećom ENTSO-e metodologijomrazlikujemo dva modela za prekogranično uravnoteženje elektroenergetskog sustava u smisluosiguravanja potrebne tercijarne rezerve: • BSP -> TSO tržišni model ( pružatelj pomoćnih usluga sustava iz susjednog kontrolnog područja izravno trguje sa susjednim operatorom prijenosnog sustava) • TSO -> TSO tržišni model ( operator prijenosnog sustava izravno trguje sa susjednim operatorom)Također se prema ENTSO terminologiji susrećemo i s četiri osnovna tehnička modela koji se zasnivajuna različitom stupnju sličnosti uvođenja međunarodnog tržišta pomoćnih usluga sustava: 1. Ne postoji prekogranična razmjena električne energije za uravnoteženje izuzev havarijske ispomoći 2. Prekogranično udruživanje rezervnih kapaciteta (eng. Cross Border Reserve Pooling)- predstavlja zajedničko tržište energije uravnoteženja na kojem TSO nominira 0-100% nacionalnih kapaciteta na dobrovoljnoj bazi za zajednički upotrebu po pravilu najranijeg dospijeća ponude „first come first serve“ 3. Prekogranična trgovina pričuvnim kapacitetima (eng. Cross Border Reserve Trading)- trgovina pomoćnim uslugama sustava na granici između dvaju nacionalnih tržišta, gdje ovisno o stupnju integracije razmjena dotične energije može i ne mora uključivati rezervaciju prekograničnih prijenosnih kapaciteta 4. Dijeljenje zajednički rezervi između dvaju TSO-a (eng. Sharing of Reserve Capacity)- ugovori među TSO-ima o dijeljenju zajedničkih rezervi kojima doprinose oba TSO-a sukladno svojim mogućnostima 7

Str. 110 Na temelju svega gore navedenog, a u skladu s europskim trendovima i smjernicama ERGEG-aza uvođenje tržišta pomoćnih usluga sustava iz rujna 2009. predstavljeno je osam glavnih modelaregionalnog tržišta pomoćnih usluga sustava, eng. Multinational Balancing Market designs (MBM) kojina neki način predstavljaju stupnjeviti razvoj regionalnog tržišta pomoćnih usluga sustava: 1. Nacionalna tržišta pomoćnih usluga sustava (eng. National Balancing Market) - trenutno dominantni oblik tržišta pomoćnih usluga sustava na području EU i Republike Hrvatske, a prekogranična razmjena energije uravnoteženja vrši se isključivo u obliku havarijske ispomoći među susjednim TSO-ima, a dodatno se definira bilateralnim sporazumima, TSO-i nemaju nikakvih dodatnih troškova pri njihovoj implementaciji. 2. Postupak netiranja odstupanja između dvaju kontrolnih područja (eng. Imbalance netting) - uključuje prekograničnu razmjenu električne energije uravnoteženja u obliku netiranja odstupanja na granici između dva kontrolna područja, ima minimalne troškove implementacije, a TSO-i imaju zadaću koordiniranja procesima netiranja odstupanja. Pretpostavimo li da postoji korelacija između odstupanja u različitim kontrolnim područjima i podjednaka vjerojatnost pozitivnih i negativnih odstupanja unutar kontrolnih područja postupak netiranja moguć je u 50% slučajeva. Značajno se smanjuju zahtjevi za električnom energijom uravnoteženja, naknada za električnu energiju uravnoteženja u ovom slučaju računa se za netirane vrijednosti, a samim time utječe i na cijenu električne energije uravnoteženja. Cijena električne energije uravnoteženja veća je u vremenskom periodu u kojem se ne primjenjuje netiranje u odnosu na onaj u kojem se primjenjuje. 3. Kompatibilna tržišta „energijom uravnoteženja“ (eng. Compatible BEMs) - uključuju prekograničnu razmjenu električne energije uravnoteženja koja se temelji isključivo na BSP -> TSO tržišnom modelu, a iziskuje kompatibilne tržišne modele u oba kontrolna područja, što su modeli kompatibilniji to se više električne energije uravnoteženja razmjenjuje. U ovom modelu pružatelji usluge uravnoteženja ne smiju podnositi iste ponude različitim TSO-ima, pa je za pretpostaviti da će ih podnijeti onom TSO-a u čijem kontrolnom području mogu postići najvišu cijenu, što može dovesti u pitanje sigurnost opskrbe električnom energijom u oba kontrolna područja i imati negativan utjecaj na odnos ponude i potražnje, te samu cijenu električne energije uravnoteženja. Troškovi implementacije su relativno niski i ovise o razini implementacije pravila uravnoteženja. 4. Zajedničko dobrovoljno udruživanje „energije uravnoteženja“(eng. Common voluntary pool for energy) - formiranje internacionalnog (regionalnog) tržišta energije uravnoteženja u smislu da svaki OPS može podijeliti 0-100% energije uravnoteženja sa susjednim OPS-ima. Svaki OPS za zadaću ima prvenstveno osigurati ravnotežu između proizvodnje i potrošnje u vlastitom kontrolnom području, te može i ne mora podijeliti svoju električnu energiju uravnoteženja što može dovesti do ograničenja ponuđene električne energije uravnoteženja na zajedničkom tržištu i ograničenog smanjenja troškova uravnoteženja. Troškovi implementacije modela su prilično visoki jer zahtijevaju formiranje regionalnog tržišta pomoćnih usluga sustava koje bi se sastojalo od više nacionalnih. 5. Zajedničko dobrovoljno udruživanje „pričuvnog kapaciteta“ i „energije uravnoteženja“ (eng. Common voluntary pool for capacity and energy) – formiranje internacionalnog (regionalnog) tržišta pomoćnih usluga sustava („energijom uravnoteženja“ (eng. Compatible BEMs) i „pričuvnim kapacitetima“ (eng. Reserve Capacity)). Iz istih razloga kao i u prethodnom modelu ograničeno je smanjenje troškova uravnoteženja elektroenergetskog sustava. Troškovi implementacije su vrlo visoki zbog potrebe formiranja dvaju novih tržišta pomoćnih usluga sustava. Ovaj tržišni model uključuje rezervaciju prekograničnog prijenosnog kapaciteta u svrhu prekogranične razmjene električne energije uravnoteženja, što dodatno povećava troškove implementacije modela. Pružatelj pomoćnih usluga sustava sa regionalnog tržišta „pričuvnih kapaciteta“ (regionalni RCM) odgovara na zahtjev tržišta „energije uravnoteženja“ lokalnog TSO-a (lokalni BEM) 6. Zajednička lista prioriteta na granici dvaju kontrolnih područja za energiju uravnoteženja ( eng. Common merit order list for energy)- virtualna ljestvica zahtjeva za uravnoteženjem i aktivacije ponuda sukladno raspoloživosti prekograničnog prijenosnog kapaciteta. Ovdje se susrećemo s povećanim stupnjem kompetitivnosti tržišta pomoćnih usluga sustava jer je puno više ponuda prisutno na tržištu što za sobom 8

Str. 111 povlači puno manje troškove uravnoteženja elektroenergetskog sustava nego je to slučaj u gore opisanim modelima. Prisutni su problemi s preraspodjelom troškova uravnoteženja među kontrolnim područjima. Prvo se susrećemo s izvozom jeftine električne energije uravnoteženja iz područja A u područje B, što povećava troškove uravnoteženja i cijenu električne energije uravnoteženja u području A, dakle troškove uravnoteženja iz područja B djelomično snose i subjekti odgovorni za odstupanja u području A. Nejednolik raspored ugovorenog „pričuvnog kapaciteta“ i prekogranična jednosmjerna razmjena električne energije uravnoteženja može dovesti do nepravedne raspodjele troškova i koristi od rezervacije kapaciteta.7. Zajedničke liste prioriteta na granici dvaju kontrolnih područja za energiju uravnoteženja i pričuvne kapacitete ( eng. Common merit order list for capacity and energy)- dva zasebna tržišta ( jednog za pričuvne kapacitete, a drugog za energiju uravnoteženja), što uključuje rezervaciju prekograničnih prijenosnih kapaciteta i stvara dodatne troškove, no ujedno i smanjuje samu cijenu pomoćnih usluga sustava međusobnim dijeljenjem pričuvnih kapaciteta. Troškovi implementacije ovakvog modela su prilično visoki. Pružatelj pomoćnih usluga sustava sa regionalnog tržišta „pričuvnih kapaciteta“ (regionalni RCM) odgovara na zahtjev s regionalnog tržišta „energije uravnoteženja“ (regionalni BEM). Ovdje je također prisutna činjenica da prekogranična razmjena električne energije uravnoteženja povećava cijenu pomoćnih usluga sustava u izvoznom području, a smanjuje u uvoznom području što daje nepravedne poticaje tržišnim sudionicima.8. Potpuno uvedeno tržište pomoćnih usluga sustava (eng. Fully integrated multinacional balancing market)- formiranje zajedničke liste prioriteta za „energiju uravnoteženja“ kao i za „pričuvne kapacitete“, te sadrži prvih sedam modela. Odgovornosti za odstupanje, uredbe o pružanju usluga uravnoteženja i obračun naknada za uravnoteženje su usklađeni i jednaki za sve subjekte odgovorne za odstupanja kao i ostale sudionike tržišta pomoćnih usluga sustava unutar bilo kojeg kontrolnog područja na zajedničkom tržištu pomoćnih usluga sustava. Troškovi implementacije ovise o tome želimo li spajati kontrolna područja ili ne. Spajanje kontrolnih područja može smanjiti troškove rezervacije pričuvnih kapaciteta, pojednostavljuje proračun električne energije uravnoteženja, no pri tome smanjuje pouzdanost sustava koji se u ovom slučaju vodi centralizirano i sigurnost opskrbe krajnjih potrošača, te nije u skladu s preporukama ERGEG-a. Možemo zaključiti da viša razina implementacije tržišta pomoćnih usluga sustava povećava troškove implementacije, ali smanjuje troškove uravnoteženja samog sustava, cijenu električne energije uravnoteženja i troškove pričuvnog kapaciteta, a sve to uvelike ovisi o potrebi za rezervacijom prekograničnog prijenosnog kapaciteta. POTPUNOIMPLEMENTIRANOVOLUNTARY POOLKOMPATIBILNO RAZINA IMPLEMENTACIJE TRŽIŠTE IMBALANCE NETTING NACIONALNO TRŽIŠTESlika 1 Prikaz razine implementacije tržišnih modela uravnoteženja 9

Str. 1124. ZAKLJUČAK Uzimajući obzir specifičnosti hrvatskog kontrolnog područja, prilike u prijenosnoj mreži,ekonomsko stanje u državi, pojačane zahtjeve za integracijom obnovljivih izvora energije možemozaključiti da će zahtjevi za pomoćnim uslugama sustava rasti, te da će se energija za uravnoteženjemorati nabavljati izvan hrvatskog kontrolnog područja.Bez obzira na strukturu tržišta električne energije i stupanj centraliziranosti sustava bilo koji od gorenavedenih modela se može primijeniti na primjeru hrvatskog elektroenergetskog sustava. S obzirom natrenutne ekonomske prilike poželjno bi bilo usvojiti model s najmanjim troškovima implementacije, a kojibi zadovoljio potrebe za nabavom električne energije uravnoteženja.Dodatni kriteriji odabira svakako mora biti i trenutno stanje u susjednim kontrolnim područjima, jer je prvikorak po ERGEG-ovim smjernicama postizanje kompatibilnosti različitih nacionalnih tržišnih modela. Bezobzira na stupanj integracije tržišta potrebno je sa susjednim TSO-ima usuglasiti osnovne značajke tržištaenergije uravnoteženja.5. LITERATURA[1] ERGEG, Revised ERGEG Guidelines of Good Practice for Electricity Balancing Market, rujan 2009.[2] Veen, Abbasy, Hakvoort \"Considering Alternative Multinational Balancing Market Designs for Europe“, The Online Journal on Power and Energy Engineering (OJPEE), Department of Technology, Policy and Management, Delft University, Delft, Nizozemska, listopad 2009.[3] Regulation (EC) No 1228/2003 of the European Parliament and of the Council of June 2003 of conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity, Brisel, Lipanj 2003. 10

Str. 113HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ9. simpozij o sustavu vođenja EES-aZadar, 8. – 10. studenoga 2010. 2-09Dr.sc. Minea Skok, dipl.ing. Energetski Institut Hrvoje PožarDino Mileta, dipl.ing. [email protected]; [email protected] Karavidović, dipl.ing. HEP ODS d.o.o.Tanja Marijanić, dipl.ing. Damir.Karavidović@hep.hr; [email protected] PRIJEDLOG PRAVILA PRIMJENE NADOMJESNIH KRIVULJA OPTEREĆENJAKARAKTERISTIČNIH SKUPINA KUPACA NA HRVATSKOM TRŽIŠTU ELEKTRIČNE ENERGIJE SAŽETAK Mjerenje snage i pohrana mjernih podataka o krivulji opterećenja na obračunskim mjernimmjestima svih kupaca trenutno na hrvatskom tržištu električne energije nije ekonomski opravdano, uzmu lise u obzir potencijalne uštede koje bi se time postigle. Zato je primjena nadomjesnih krivulja opterećenjanužni preduvjet za otvaranje tržišta malim kupcima i uspostavu tržišnog natjecanja. Karakterističneskupine kupaca i njima pripadajuće nadomjesne krivulje opterećenja razvijene su u sklopu projekta kojegje 2006. godine pokrenuo HEP ODS (hrvatski operator distribucijskog sustava). Ovaj rad prikazujeprojektom predložena pravila primjene nadomjesnih krivulja opterećenja i preduvjete za operativnuprimjenu potonjih u postupku obračuna energije uravnoteženja Ključne riječi: nadomjesne krivulje opterećenja, obračun energije uravnoteženja PROPOSAL OF RULES FOR APLICATION OF REPRESENTATIVE CUSTOMER CLASSES CHARACTERISTIC LOAD PROFILES IN CROATIAN ELECTRICITY MARKET SUMMARY Too frequent metering of the consumption of small customers is currently too costly in relation tothe potential savings. Therefore, establishing characteristic load profiles is essential to open up theCroatian electricity market to small customers and facilitate competition. Representative customer classesand the corresponding characteristic load profiles have been developed in a project initiated by CroatianDSO in 2006. This paper proposes the guidelines and preconditions for the operational application ofcharacteristic load profiles in a balance settlement procedure. Key words: characteristic load profiles, balance settlement1. UVOD Prema važećim Mrežnim pravilima elektroenergetskog sustava [4], na obračunskom mjernommjestu (OMM) krajnjeg kupca priključenog na mrežu niskog napona i s priključnom snagom manjom od30 kW, mjerenje potrošnje električne energije mora se ostvariti brojilom s izravnim mjerenjem djelatneelektrične energije. Dakle, bez obveze mjerenja snage i pohrane mjernih podataka o krivulji opterećenja.Stoga su Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava [5], koja su u Republici Hrvatskoj na snagustupila 1. siječnja 2007. godine, obvezala operatora distribucijskog sustava predložiti operatoruprijenosnog sustava nadomjesne dijagrame (u ovom radu se koristi naziv krivulje) opterećenja zapojedine kategorije predmetnih kupaca kao i pravila za njihovo korištenje. Prepoznavši svoju obvezu kao i potrebno vrijeme njezina izvršenja te okolnosti koje će pratitiostvarenje obveze, HEP-ODS d.o.o. kao operator distribucijskog sustava (ODS) u prosincu 2006. godine 1

Str. 114pokrenuo je postupak istraživanja krivulja opterećenja karakterističnih skupina kupaca (KSK), radiutvrđivanja njima pripadajućih vjerodostojnih nadomjesnih krivulja opterećenja (NKO). Bitna značajka spomenute zadaće jest oblikovati nadomjesne krivulje opterećenja, kao krivulje„nadomještenih mjerenja“ tijeka opterećenja, koje što vjernije predstavljaju stvarne (ostvarene) krivuljeopterećenja na OMM: ponajprije karakteristične skupine kupaca, a potom i pojedinog kupca iz dotičneskupine. HEP-ODS pokrenuo je postupak istraživanja na uzorku od 1.600 istraživačkih mjernih mjestakod kupaca, te još 80 mjernih mjesta u TS SN/NN kV radi provjere vjerodostojnosti rezultata. Na svimistraživačkim mjernim mjestima mjerenja se provode sada već više od godinu dana što je prepoznato kaopreduvjet za postizanje NKO koje omogućavaju nadomještanje tijeka opterećenja OMM kupaca tijekomcijele kalendarske godine. Uz prijedlog vjerodostojnih NKO KSK, druga zadaća operatora distribucijskog sustava bila jeizrada pravila za njihovu primjenu u postupku obračuna energije uravnoteženja. Spomenuta Pravila kao ipreduvjeti za njihovu operativnu primjenu su predmet ovog rada1. Ovdje je važno napomenuti kako jepropisana zadaća ODS-a predložiti OPS-u pravila primjene NKO KSK. Sukladno Zakonu o tržištuelektrične energije [6], konačnu odluku o pravilima o uravnoteženju EES, pa tako i o NKO KSK tepravilima njihove primjene u postupku obračuna energije uravnoteženja, donosi OPS uz suglasnostoperatora tržišta (OT). Nadomjesne krivulje opterećenja i pravila njihove primjene, moraju doprinijeti da kada nastupineuravnoteženo stanje, postupak utvrđivanja odstupanja, raspodjela na odgovorne kao i obračuntroškova energije uravnoteženja budu vjerodostojni spram uzroka neravnoteže. S tim ciljem, prijedlogpravila primjene NKO KSK: – definira temeljene uporabne značajke karakterističnih skupina kupaca i njima pridijeljenih normiranih nadomjesnih krivulja opterećenja, – uređuje postupak primjene NKO u postupku utvrđivanja odstupanja i obračuna energije uravnoteženja, – razvidno utvrđuje nadležnosti i odgovornosti subjekata tržišta uz zajamčenu nepristranost, – postiže skladnu nadogradnju Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava [5] te – ne dopušta stjecanje ne pripadajuće koristi bilo kojem sudioniku na tržištu električne energije. U ovom radu su, poradi prostornih ograničenja, navedene samo osnovne značajke prijedlogaPravila primjene NKO KSK. Posebna je pozornost dana preduvjetima za operativnu primjenu predloženihpravila na hrvatskom tržištu električne energije. Detaljan opis značajki nalazi se u studijskimdokumentima: – istraživački mjerni uzorak i postupak grupiranja istraživačkih mjernih mjesta u KSK te dodjeljivanje im pripadajućih normiranih NKO kojima se nadomješta njihova krivulja opterećenja u cijeloj kalendarskoj godini [1] i [2], – prošireni analitički postupak [1], – prijedlog pravila primjene NKO KSK [3], – preduvjeti za operativnu primjenu predloženih pravila primjene NKO KSK [2].2. PRAVILA PRIMJENE NADOMJESNIH KRIVULJA OPTEREĆENJA2.1. Karakteristične skupine kupaca Kupci, odnosno točnije rečeno njihova obračunska mjerna mjesta koja nisu opremljena mjernomopremom s mogućnošću mjerenja i pohrane krivulje opterećenja (u daljnjem pisanju: „kupci bez mjerenjakrivulje opterećenja“) dodjeljuju se jednoj karakterističnoj skupini kupaca. Opća uprava za energiju ipromet Europske zajednice, u siječnju 2004. godine izdala je napomene [15] o Smjernicama 2003/54/EUi 2003/55/EU o unutarnjem tržištu električne energije i prirodnog plina u kojima se glede NKO izmeđuostalog navodi: – namjena NKO glede skupine kupaca mora biti razvidna, a njihov broj mora biti ograničen na najviše 8-10, – NKO se trebaju prilagoditi razdobljima godine i standardnim vrstama dana, – za izradu NKO KSK potrebno je prikupljati podatke barem godinu dana, – metoda izrade NKO, način korištenja i postupak namirenja odstupanja, mogu pod određenim uvjetima nositi izvjesne rizike za neke subjekte.1 Stavovi i preporuke iz ovog rada mogu se smatrati tek stavovima autora studija ([1],[2],[3]), a ne i službenim stavom HEP ODS-a budući u trenutku pisanja ovog rada, sve studije još nisu bile prošle kroz službeni recenzijski postupak u HEP ODS-u.2

Str. 115 Sukladno navedenim napomenama vođen je i projekt istraživanja NKO KSK u HEP ODS-u.Glede izbora karakterističnih skupina kupaca opredjeljenje je kako to moraju biti praktične skupine,skupine čija su obilježja dostatno prepoznatljiva svim subjektima. Zato se pri istraživanju značajkipotrošnje, od bitne važnosti za razvrstavanje OMM u KSK, odgovarajuće vrednovalo podatke koji sudostupni subjektu čija je to nadležnost (HEP ODS). To su kategorija kupca, tarifni model, godišnjapotrošnja električne energije i priključna snaga. Ostale podatke, kao primjerice djelatnost kupca kodkategorije poduzetništvo, način grijanja kupaca i slično, teže je prikupiti, a poglavito naknadno i pratitipromjene kod kupaca (OMM) koje su od bitnog utjecaja na razvrstavanje u karakterističnu skupinu. No tone znači kako neko razvidno obilježje unatoč navedenim okolnostima nije dovoljno za oblikovanje KSK. Rezultat istraživanja [1] su osam (8) karakterističnih skupina kupaca i njima pridijeljene (osimskupini K22) normirane nadomjesne krivulje opterećenja: 1. Poduzetništvo P1, 2. Poduzetništvo P2, 3. Poduzetništvo P3, 4. Poduzetništvo - Javna rasvjeta JR0, 5. Kućanstva K0, 6. Kućanstva s upravljanom potrošnjom K1, 7. Kućanstva s grijanjem prostora pohranjenom toplinom K2 i 8. Kućanstva sa sezonskom potrošnjom K3.2.2. Nadomjesne krivulje opterećenja Svakoj KSK dodijeljena je godišnja nadomjesna krivulja opterećenja sa slijedećim činiteljima.Kalendarska godina podijeljena je u 3 vremenska razdoblja: Zima (1.11.-20.3.), Ljeto (15.5.-14.9.) iPrijelazno razdoblje (21.3.-14.5. te 15.9.-31.10.). Za svako vremensko razdoblje utvrđeni sukarakteristični dani: radni dan, subota i nedjelja (praznik ili blagdan). Normirana NKO svake KSK opisanaje s devet (9) dnevnih krivulja opterećenja od kojih svaka pripada jednom vremenskom razdoblju (sezoni)i jednom karakterističnom danu: a) dnevna KO – zima – radni dan b) dnevna KO – zima – subota c) dnevna KO – zima – nedjelja d) dnevna KO – ljeto – radni dan e) dnevna KO – ljeto – subota f) dnevna KO – ljeto – nedjelja g) dnevna KO – prijelazno razdoblje – radni dan h) dnevna KO – prijelazno razdoblje – subota i) dnevna KO – prijelazno razdoblje – nedjelja Svaka od 9 dnevnih krivulja opterećenja je opisana s 96 karakterističnih vrijednosti kojeodgovaraju 15 minutnim srednjim vrijednostima snage (opterećenja) tijekom dana, a iskazuju se u kW.Pripadajuće dnevne krivulje opterećenja koje opisuju NKO KSK normirane su na godišnju potrošnju od1.000 kWh/god. U slučaju KSK K0, osim devet dnevnih KO, reprezentativni dinamični tijek opterećenjatijekom kalendarske godine opisuje se i funkcijom dinamiziranja (polinom 5 tog stupnja).2 Studijom [2] se trenutno ne predlaže početi s primjenom KSK K2; kupaca koji električnu energiju koriste za grijanje prostora. Činjenica je kako HEP ODS (trenutno) ne raspolaže s kvalitetnim podacima o svojim kupcima koji podrazumijevaju i podatke o trošilima korisnika koja troše električnu energiju. Nadalje, trošila čija je potrošnja temperaturno ovisna nisu napajana iz distribucijske mreže preko zasebnog brojila (OMM). Utoliko za kupce nije moguće odvojiti potrošnju koja je temperaturno ovisna od one koja nije ili je slabo temperaturno ovisna. Osim toga, kada bi HEP ODS proveo ankete kod svojih kupaca, pa čak i proveo prilagodbu OMM-ova, ostaje problem održavanje takve baze podataka o kupcima. Postaje upitno bi li troškovi potonjeg doveli u pitanje ekonomičnost uporabe NKO. No to ne implicira kako se sukladno rezultatima istraživanja utjecaja temperature na NKO, koja bi valjalo nastaviti, ODS naknadno ne će odlučiti predložiti OPS-u i OT-u uvođenje u primjenu ove (ili neke nove) skupine ili na neki drugi način vrednovati utjecaj temperature na NKO. Trenutno se utjecaj temperature na NKO vrednuje implicitno kod KSK K0 uporabom takozvane funkcije dinamiziranja [1],[2],[16]. 3

Str. 1162.3. Temeljne značajke prijedloga Pravila primjene NKO KSK2.3.1 Nadležnosti u određivanju KSK i njima pripadajućih normiranih NKO Operator distribucijskog sustava je nadležan i odgovoran za utvrđivanje KSK-a, oblikovanjenormiranih NKO za KSK-a, te razvrstavanje OMM kupaca bez mjerenja KO u KSK-a i time pridjeljivanjeim pripadajuće normirane NKO, zatim praćenje sukladnosti ostvarene potrošnje kupaca unutar iste KSK ipraćenje vjerodostojnosti NKO svih KSK-a. Prijedloge u svezi s KSK i njima pripadajućim normiranim NKO, operator distribucijskog sustavadostavlja operatoru prijenosnog sustava, a potonji ih donosi i objavljuje uz suglasnost operatora tržišta,nakon pribavljanja mišljenja regulatorne agencije.2.3.2 Nadomjesne krivulje kupaca i proizvođača kod kojih OMM nije opremljeno odgovarajućom mjernom opremom ili čija mjerenja KO nisu zadovoljavajuće kakvoće Prijedlogom Pravila primjene NKO definirani su pristupi nadomještanja ostvarenogpreuzimanja/isporuke na OMM-ima: – koja se u trenutku početka primjene NKO zateknu bez propisane mjerne opreme (intervalnog brojila), – kod kojih mjerenja nisu zadovoljavajuće kakvoće sukladno Pravilima o mjernim podatcima [19] (nedostaju mjerni podatci iz krivulja opterećenja), – proizvođača bez mjerila s mogućnošću mjerenja krivulje isporuke električne energije. Dakle, moguće je zaključiti kako opremanje svih OMM kupaca propisanom mjernom opremomnije nužni preduvjet koji sprječava uvođenje NKO KSK u operativnu primjenu i prije nego se ispunipropisana obveza.2.3.3 Razvrstavanje OMM kupaca u KSK Zadaća je ODS-a prije uvođenja u primjenu NKO, sva OMM kupaca bez mjerenja KO, pridijeliti uPravilima propisane KSK. Po ispunjenju zadaće, dužnost je ODS-a u smislu predloženih Pravila, orezultatima raspodjele obavijestiti nadležne opskrbljivače i definirati službeni rok za prigovore. Jednakotako, zadaća je ODS pridjeljivanje novih kupaca bez mjerenja KO, odnosno njihovih OMM u KSK(prilikom sklapanja ugovora o korištenju mreže). Opskrbljivač kupca ima pravo predložiti razvrstavanjekupca s kojim ima sklopljen ugovor o opskrbi u neku od propisanih KSK. ODS prijedlog mora razmotriti aline mora i usvojiti. Ukoliko su ODS i opskrbljivač suprotnih gledišta, posljednju riječ ima ODS.2.3.4 Prošireni analitički postupak Za potrebe utvrđivanja krivulje ostvarenja opskrbljivača u dijelu koji se odnosi na OMM kupacabez mjerenja KO, propisuje se uporaba normiranih NKO KSK u proširenom analitičkom postupku.Postupak se sastoji od sljedećih koraka koje provodi ODS (Slika 1.): 1. Izračun krivulje opterećenja distribucijskog sustava, 2. Izračun krivulje gubitaka u distribucijskom sustavu, 3. Izračun preostale krivulje opterećenja distribucijskog sustava, 4. Izračun krivulje ostvarenja karakterističnih skupina kupaca i 5. Izračun krivulje ostvarenja opskrbljivača (u dijelu koji se odnosi na OMM kupaca bez mjerenja KO). Prošireni analitički postupak se provodi za potrebe prvog (osnovnog) obračuna odstupanja upostupku obračuna energije uravnoteženja. Provodi se za jedno obračunsko razdoblje odstupanja(mjesec), a obavlja se u mjesecu koji slijedi iza obračunskog razdoblja odstupanja. Poradi prostornihograničenja, u radu nije moguće prikazati detaljan opis svih koraka postupka. Detaljan opis koraka jepotrebno potražiti u predloženim Pravilima [3] i/ili studiji [1]. NKO KSK su normirane na godišnju potrošnju 1.000 kWh/god, zbog čega njihova uporaba zapredmetno OMM podrazumijeva poznavanje godišnje potrošnje električne energije3 na OMM. Kako sesukladno Pravilima o uravnoteženju EES prvi obračun i izdavanje računa za energiju uravnoteženjaprovodi u mjesecu koji slijedi iza obračunskog razdoblja odstupanja, postupak nije moguće provesti saostvarenim godišnjim potrošnjama svih OMM u predmetnom razdoblju na koje se odnosi obračun.3 Pod godišnjom potrošnjom OMM, u predloženim Pravilima se podrazumijeva potrošnja električne energije u vremenskom razdoblju koje broji 365 dana. Ona se izračunava iz potrošnji dobivenih očitanjima brojila na OMM, a sam postupak treba biti uređen Pravilima o mjernim podatcima. 4

Str. 117Štoviše, pojedina se OMM kategorije kućanstva očitavaju u različitim mjesecima tijekom godine.Sukladno praksi ostalih zemalja kod kojih postoje kupci kojima se potrošnja na brojilima električneenergije očitava tek nekoliko puta ili najčešće jednom godišnje (npr. Njemačka, Austrija, Slovenija),uobičajeno se u prvom koraku obračuna i naplate energije uravnoteženja SOZO-ima, potonje provodi natemelju prognoziranih godišnjih potrošnji OMM bez mjerenja KO. Uobičajena je praksa europskih zemaljada prognozu godišnje potrošnje OMM, čija se ostvarena potrošnja nadomješta s NKO, daje ODS. Stogase, slijedeći utemeljenu praksu europskih zemalja, predloženim Pravilima primjene NKO zadaćaprognoziranja godišnje potrošnje OMM bez mjerenja KO dodjeljuje ODS-u.Slika 1. Temeljni koraci provedbe proširenog analitičkog postupka 5

Str. 118 Za postojeća OMM bez mjerenja KO, ODS-ova prognoza godišnje potrošnje se temelji napodatcima o ostvarenim godišnjim potrošnjama. Ostvarena godišnja potrošnja OMM određuju se natemelju očitanja brojila električne energije. ODS je dužan o svakom izračunu i prognozi nove godišnjepotrošnje obavijestiti nadležnog opskrbljivača OMM u roku dva (2) radna dana po očitanju brojila odnosnopostavljaju prognoze za novo OMM. Opskrbljivač može u roku od pet dana (5) osporiti vjerodostojnostgodišnje potrošnje te ODS-u dostaviti vlastitu prognozu. Ako se između strana ne zaključi sporazum,ODS-ova odluka o godišnjoj potrošnji OMM koja će se koristiti u proširenom analitičkom postupku jekonačna. Jedan od koraka proširenog analitičkog postupka jest izračun krivulje gubitaka u distribucijskomsustavu kojom se nadomještaju svi gubitci, tehnički i ne-tehnički, koji nastaju u distribucijskom sustavu.Dužnost je ODS-a za svaku obračunsku (kalendarsku) godinu, unaprijed procijeniti (prognozirati) ukupnegubitke električne energije koji će se primjenjivati u takozvanom prvom obračunu odstupanja tijekomobračunske godine. Predloženim Pravilima se podrazumijeva kvadratna ovisnost gubitaka o opterećenjudistribucijskog sustava. ODS-ova prognoza godišnjih gubitaka električne energije se temelji navjerodostojnim povijesnima podatcima o ostvarenim gubitcima u distribucijskom sustavu i njimapripadajućim krivuljama opterećenja distribucijskog sustava. ODS je dužan o prognozi godišnje energijegubitaka, odnosno faktoru „k“ iz Pravila, unaprijed obavijestiti operatora tržišta i regulatornu agenciju,najkasnije do 10. prosinca kalendarske godine koja prethodi obračunskoj kalendarskoj godini u kojoj ćese gubitci, odnosno faktor „k“ primjenjivati. U posljednjem koraku proširenog analitičkog postupka izračunava se krivulja ostvarenjaopskrbljivača koja u predloženim Pravilima predstavlja zbirnu satnu isporuku električne energije na svimOMM kupaca opskrbljivača u distribucijskoj mreži, iskazanu u MWh/h, za svako obračunsko razdobljeuravnoteženja (sat) u promatranom obračunskom razdoblju odstupanja (kalendarskom mjesecu).Utvrđivanje zbirne krivulje ostvarenja opskrbljivača, za obračunsko razdoblje odstupanja temelji se na: – očitanju krivulja ostvarenja isporuke na OMM kupaca s mjerenjem snage i – primjeni proširenog analitičkog postupka s uporabom NKO KSK za OMM kupaca bez mjerenja snage i pohrane krivulje opterećenja. Jedinična cijena električne energije uravnoteženja koja se koristi u prvom koraku obračuna(kliringu) utvrđuje se na način koji treba propisati Metodologijom za pružanje usluga uravnoteženjaelektrične energije u EES-u, a koju donosi regulatorna agencija.2.3.5 Obračun energije uravnoteženja Obračun odstupanja i pripadajuće namirenje troškova energije uravnoteženja za opskrbljivača(takozvani kliring) treba se provoditi u dva koraka (postupkom smanjivanja netočnosti), a koji se nazivaju:prvi kliring i drugi kliring. Naime, sukladno praksi ostalih zemalja, osim prvog kliringa koji se oslanja na prošireni analitičkipostupak (kako je opisano u 2.3.4), u Pravilima je prepoznata nužnost uvođenja drugog kliringa (izračunaodstupanja i obračuna energije uravnoteženja), iako navedeno nije propisano trenutno važećim Pravilimao uravnoteženju EES u Republici Hrvatskoj. Drugi se kliring provodi radi odstupanja između prognozirane(koja se koristi u prvom kliringu) i ostvarene godišnje potrošnje električne energije (očitanjem brojilautvrđene) na OMM bez mjerenja KO. Dakle, nakon očitanja brojila na OMM, u drugom se koraku provodikonačni obračun energije uravnoteženja (tzv. zaključno usklađivanje računa, drugi kliring). Predlaže seprovoditi mjesečno, u godini koja slijedi nakon obračunske godine i to s vremenskim odmakom odčetrnaest (14) mjeseci spram obračunskog mjeseca na kojeg se drugi kliring odnosi. Ukoliko je ostvarena godišnja potrošnja električne energije manja od prognozirane potrošnjeelektrične energije, koja je uzeta kao osnova za utvrđivanje krivulje ostvarenja opskrbljivača u prvomkliringu (neželjeni višak energije), onda tu razliku količine operator prijenosnog sustava nadoknađujeopskrbljivaču. Ukoliko je ostvarena godišnja potrošnja električne energije veća od prognozirane potrošnjeelektrične energije, koja je uzeta kao osnova za utvrđivanje krivulje ostvarenja opskrbljivača u prvomkliringu (neželjeni manjak energije), onda tu razliku količine operator prijenosnog sustava zaračunavadodatno opskrbljivaču. Predlaže se za promatrani obračunski mjesec, za svakog opskrbljivača, posebno odrediti zbirnomjesečno odstupanje energije svih njegovih OMM bez mjerenja KO. Podatci o izračunatom odstupanju zasvakog pojedinog opskrbljivača dostavljaju se operatoru prijenosnog sustava i operatoru tržišta kojipotonje podatke dalje koriste za obračun i naplatu odnosno nadoknadu troškova opskrbljivačimasukladno njihovim nadležnostima i postupcima u drugom kliringu. Značajke drugog kliringa trebaju biti uređene Pravilima uravnoteženja EES i Metodologijom zapružanje usluga uravnoteženja električne energije u EES. Predloženim pravilima primjene NKO prikazana 6

Str. 119je moguća primjena NKO KSK i u drugom kliringu, iako je riječ o otvorenom pitanju budući postojećimzakonodavnim okvirom potonje nije propisano.2.3.6 Obveze u primjeni normiranih NKO KSK Pravilima se u pogledu obveza pojedinih subjekata, postiže skladna nadogradnja Pravila ouravnoteženju elektroenergetskog sustava, Pravila djelovanja tržišta električne energije, Općih uvjeta zaopskrbu električne energije i ostalih zakonskih i podzakonskih akata. Sukladno Pravilima djelovanjatržišta električne energije, dostava podataka potrebnih za obračun energije uravnoteženja uređuje sesporazumom o međusobnim odnosima između OPS-a i HROTE-a, te ODS-a i HROTE-a, a premapredloženim Pravilima i ODS-a s opskrbljivačima, odnosno ODS-a i OPS-a. Pravilima se detaljnopropisuju obveze ODS-a, OPS-a, OT-a, regulatorne agencije, opskrbljivača i kupaca u primjeni NKOKSK. Predlaže se nadzor primjene NKO KSK dodijeliti regulatornoj agenciji. Prigovore SOZO-a naobračun odstupanja i energije uravnoteženja rješava regulatorna agencija.3. PREDUVJETI ZA OPERATIVNU PRIMJENU PRAVILA Trenutno važećim Pravilima o uravnoteženju EES [5] propisano je: „Do početka primjenenadomjesnih dijagrama opterećenja za pojedine kategorije kupaca kod kojih su ugrađena mjerila bezmogućnosti pohranjivanja podataka o energiji u vremenskom intervalu, primjenjuje se jedinstveninadomjesni dijagram opterećenja. Jedinstveni nadomjesni dijagram opterećenja te pravila i primjerkorištenja dijagrama Operator prijenosnog sustava će objaviti na svojim internetskim stranicama nakonprethodno pribavljenog mišljenja HERA-e.“ Ovo poglavlje donosi osvrt na trenutnu situaciju primjene jedinstvenog nadomjesnog dijagramaopterećenja (JNKO-EES), važećeg zakonodavnog okvira te otvorena pitanja i time ukazuje na osnovnepreduvjete za operativnu primjenu Pravila koja su predmet ovog rada.3.1. Pravila o uravnoteženju EES U nastavku se navode neka pitanja za koja autori smatraju kako bi trebala biti uređena Pravilimao uravnoteženju EES budući ne ovise o odluci da li će se na nekom tržištu električne energije primjenjivatiNKO KSK. Utoliko su sljedeća pitanja s položajem otvorenih, odnosno, pitanja za raspravu više subjekatatržišta električne energije, a za koja navodimo svoje mišljenje.3.1.1. Položaj operatora mreže glede gubitaka u njegovoj mreži Postojeća Pravila o uravnoteženju EES propisuju kako su proizvođači, opskrbljivači i trgovcisubjekti odgovorni za odstupanje (SOZO). Postavlja se pitanje, utemeljeno na razmatranoj praksi nekiheuropskih zemalja, trebaju li ODS i OPS u pogledu gubitaka biti prepoznati kao SOZO u njimapripadajućim mrežama? Ukoliko se usvoji pristup kako su ODS i OPS u naravi SOZO, u tom smisluoperatori mreže imaju dužnost prijave ugovornih rasporeda za pokrivanje planiranih gubitaka u njihovimmrežama. Otvoreno pitanje tada postaje trebaju li oni i plaćati troškove energije uravnoteženja kojeuzrokuju poradi gubitaka? Ako „da“, onda je potrebno definirati metodologiju obračuna (izračunaodstupanja i troškova) energije uravnoteženja ODS-u i OPS-u.3.1.2. Položaj ODS-a kao opskrbljivača tarifnih kupaca u odnosu na energiju uravnoteženja HEP ODS je kao nositelj obveze javne usluge opskrbe tarifnih kupaca zapravo SOZO. S drugestrane, Pravila o uravnoteženju, kao i Metodologija za pružanje usluga uravnoteženja, navode kako uprijelaznom razdoblju (do 31. prosinca 2008.) opskrbljivač tarifnih kupaca ne plaća energijuuravnoteženja. Dakle, u kontekstu dužnosti SOZO-a, opskrbljivač tarifnih kupaca jest SOZO ali koji uprijelaznom razdoblju nije dužan plaćati energiju uravnoteženja već samo prijavljivati ugovorne rasporedeoperatoru tržišta. Zato što su ove odrednice pod prijelaznim odredbama vezane za početak primjeneNKO, opravdano se postavlja pitanje hoće li s početkom primjene NKO doći do stvarne odgovornostiODS-a kao opskrbljivača tarifnih kupaca i kupaca koji nisu odabrali opskrbljivača. Prema trenutno važećem Tarifnom sustavom za opskrbu [7], koji je nedavno (veljača, 2010.)doživio i svoje Izmjene i dopune, trošak energije uravnoteženja koju izazivaju tarifni kupci nije uključen upriznate troškove opskrbe tarifnih kupaca već su sadržani su u priznatim troškovima proizvodnjeelektrične energije za tarifne kupce [8]. Tu se pojavljuje i dodatni problem koji je podrobnije opisan ustudiji [1]. Iz aspekta obračuna energije uravnoteženja moguće je primijetiti kako se primjenom trenutno 7

Str. 120važećeg Tarifnog sustava za proizvodnju, u cijeni (tarifnim stavkama) proizvodnje električne energije zakupce u sustavu obveze javne usluge: – nalazi dio troškova energije uravnoteženja koje uzrokuju ostali subjekti unutar HEP Grupe, – izračunom troškova proizvodnje električne energije za tarifne kupce ne uzima se u obzir količina i vrijeme nastanka odstupanja SOZO koji je unutar HEP Grupe odgovoran za opskrbu tarifnih i SOZO koji je unutar HEP Grupe odgovoran za opskrbu povlaštenih kupaca. Na taj način nikako nije moguće objektivno razdijeliti dio troškova proizvodnje električne energijekoja služi kao energija uravnoteženja za tarifne kupce od troškova proizvodnje električne energije kojasluži kao energija uravnoteženja koju uzrokuju povlašteni kupci. A upravo je činjenica da su troškovienergije uravnoteženja izravno ovisni o količini i vremenu nastanka odstupanja, glavni razlog uvođenjaNKO KSK u postupak obračuna energije uravnoteženja na tržištu električne energije. Kako je sukladnoZakonu o tržištu električnom energijom opskrba tarifnih kupaca regulirana djelatnost, autorima studije senameće mišljenje kako bi opredjeljenje glede spomenutih pitanja trebala dati regulatorna agencija (RA)4.3.1.3. Prvi i drugi izračun odstupanja i naplata troškova energije uravnoteženja Uporabu drugog izračuna za obračun i naplatu energije uravnoteženja (tzv. drugi kliring) se nesmije povezivati s odlukom o primjeni NKO KSK na tržištu električne energije. Drugi kliring se koristi usvim zemljama u kojima postoje OMM za koje ne postoji zakonska obveza opremanja brojilom smogućnošću mjerenja KO, te čija se ostvarena potrošnja u pravilu očitava samo nekoliko puta godišnje5.Utoliko sama razrada modela izračuna odstupanja, obračuna troškova, jediničnih cijena, odgovornostipojedinih subjekata u pogledu razmjene podataka u drugom kliringu, ne bi trebala biti predmetpredloženih Pravila primjene NKO KSK. Budući se u drugi kliring trenutno ne pojavljuje u pravilimaprimjene JNKO-EES, autori ovog rada predlažu svakako ga uvrstiti u model obračuna energijeuravnoteženja koji će se koristiti na tržištu električne energije u Republici Hrvatskoj. Predložena Pravilaprimjene NKO KSK [3] sadrže neke odrednice drugog kliringa koje se prvenstveno odnose na moguću6primjenu NKO KSK u drugom kliringu. Detaljni model drugog kliringa trebao bi Pravilima o uravnoteženjuEES definirati OPS, u suradnji s operatorom tržišta nakon pribavljenog mišljenja regulatorne agencije. Topodrazumijeva definiranje subjekata odgovornih za odstupanje u drugom kliringu, način izračunaodstupanja i obračuna energije uravnoteženja, plaćanje energije uravnoteženja, rokove za razmjenupodataka i prigovore na obračune, itd. Nadalje, nadopunom metodologije za pružanje uslugauravnoteženja, potrebno je urediti i (troškovno reflektivnu) jediničnu cijenu energije uravnoteženja koja ćese koristiti u drugom kliringu.3.1.4. Pojas dopuštenog odstupanja Važećim Tarifnim sustavom za prijenos električne energije [12] ukupni priznati troškoviposlovanja OPS-a priznaju troškove „pokrivanja dopuštenih odstupanja od rasporeda“ pri čemu se,vjerojatno, podrazumijevaju promjene u realizaciji operatoru tržišta prijavljenih ugovornih rasporedaSOZO-a. Očevidno je (trenutno) predviđeno da dio troškova odstupanja od ugovornog rasporeda SOZO-a bude uključen u naknadu za korištenje mreže koja pripada odgovornom za uslugu uravnoteženja (OPS-u). Na taj način dio troškova odstupanja koje uzrokuju subjekti odgovorni za odstupanje plaćaju svikorisnici prijenosne mreže. S druge strane, opravdano je energiju uravnoteženja koja odgovara timtroškovima smatrati dopuštenim odstupanjem svih SOZO-a. Postojeća Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava ne prepoznaju pojas dopuštenogodstupanja. Ipak, u početnom razdoblju dosljedne primjene obračuna i plaćanja energije uravnoteženjanedvojbeno je razborito7 (prirodno) uvesti i primjenjivati pojas dopuštenog odstupanja ostvarenja preuzeteili isporučene električne energije SOZO-a od prijavljenog ugovornog rasporeda. Sukladno praksi drugih4 Primjera radi potrebno je ukazati na pristup obračuna energije uravnoteženja u Republici Sloveniji. U pristupu [9] je moguće primijetiti različitost pristupa izračunu cijene energije uravnoteženja nositeljima obveze javne usluge, a koji je usko povezan i s pojasom dopuštenog odstupanja. Bitno je primijetiti kako nositelji obveze javne usluge pripadaju posebnoj bilančnoj skupini, u tom su smislu i SOZO koji plaća energiju uravnoteženja ali se razlikuju spram drugih bilančnih skupina u vrednovanju troškova energije uravnoteženja za isti iznos odstupanja.5 Njemačkom tržištu električne energije svojstven je drugi kliring koji nosi službeni naziv: obračun godišnje više/manje potrošene električne energije (njem. Abrechnung von Jahresmehr- und –mindermengen). U Sloveniji je to godišnja bilanca plaćanja (slo. letni poračun bilančnega obračuna). U Austriji se koristi naziv kliring (njem. Erste Clearing, Zweite Clearing). Dakle, drugi kliring energije uravnoteženja svojstven je i zemljama poput Republike Slovenije koje ne koriste NKO KSK.6 Nije uređeno zakonodavnim okvirom koji je trenutno na snazi u RH.7 Navedenu praksu koriste ili su u početnoj fazi koristile, u različitim modelima/formama, i druge europske zemlje.8

Str. 121zemalja, ukoliko se primjenjuje, dopušteno odstupanje od ugovornog rasporeda treba razmatrati iprimjenjivati ne promatrajući samo dio ugovornog rasporeda opskrbljivača u dijelu opskrbe električnomenergijom kupaca bez mjerenja KO, već cjelokupnog ugovornog rasporeda opskrbljivača. Utolikopredložena Pravila primjene NKO KSK, mišljenje je autora, nisu nadležna uređivati pojas dopuštenihodstupanja. Nameće se logično pitanje treba li se pojas dopuštenog odstupanja razlikovati za opskrbljivačenositelje obveze javne usluge opskrbe tarifnih kupaca i obveze javne usluge opskrbe kupaca koji ostanubez opskrbljivača ili kojima opskrbljivač prestane s radom. Posebnosti položaja tih subjekata(opskrbljivača) na tržištu električne energije možda se ne bi trebale rješavati različitim tolerancijskimpojasevima već prije različitim cijenama i općenito metodologijama obračuna i plaćanja energijeuravnoteženja. Krajnje vrijednosti pojasa dopuštenih odstupanja treba utvrditi istraživanjem sadašnjih/stvarnihkretanja vrijednosti pozitivnih i negativnih odstupanja SOZO-a i sukladno tome odlučiti o metodologijiodnosno pristupu nadoknadi troškova energije uravnoteženja OPS-a. To podrazumijeva i odluku o tomeda li će se i dalje (kako je uređeno Tarifnim sustavom za prijenos) dio odstupanja SOZO-a pokrivatinaknadom za korištenje prijenosne mreže te ako da, odlučiti o veličini udjela odstupanja koja će sesmatrati priznatim troškovima poslovanja OPS-a i nadoknađivati kroz mrežarinu8. Postoje zemlje poputRepublike Slovenije koje ne koriste tolerancijski pojas u prethodno navedenom smislu. Tolerancijski pojasutvrđuje granice odstupanja SOZO-a unutar kojih se primjenjuju cijene energiju uravnoteženja koje suutemeljene na stvarnim troškovima OPS-a za uravnoteženje. Sva odstupanja izvan tih granica kažnjavajuse značajno većim cijenama pri čemu se potonje ne primjenjuje na subjekte u sustavu javne usluge.Važno je dakle primijetiti kako u Republici Sloveniji cjelokupne troškove uravnoteženja plaćaju SOZO-i(bilančne skupine), odnosno kako se troškovi uravnoteženja uopće ne nadoknađuju kroz naknadu zakorištenje prijenosne mreže. Zaključno, autori ovog rada su mišljenja kako je zadaća nadležnih tijelaodlučiti da li će se i u kojoj funkciji koristiti pojas dopuštenog odstupanja u postupku obračuna energijeuravnoteženja u RH.3.1.5. Viša sila Pravila o uravnoteženju EES [5] navode kako se za vrijeme trajanja više sile, poremećenogpogona prijenosne i/ili distribucijske mreže, izvanrednog pogona mreže i drugih izvanrednih okolnosti, neobavlja obračun energije uravnoteženja za SOZO-a na kojeg se to odnosi. Za operativnu primjenupotonjeg članak potrebno je urediti što se u smislu Pravila o uravnoteženju EES razumijeva višom silom,poremećenim i izvanrednim pogonom mreže kao i drugim okolnostima. Općim uvjetima opskrbeelektrične energije [10] i Zakonom o energiji [14] definirane su okolnosti više sile. Poremećeni i izvanrednipogon opisuju Mrežna pravila EES [4], a izvanredne okolnosti definirane su u Općim uvjetima za opskrbuelektričnom energijom [10]. Evidentno je kako postojeći zakonodavni okvir definira potonje okolnosti idogađaje, stoga preostaje Pravilima o uravnoteženju jasno propisati da li se oslanja na njih. Nadalje, kakoje operator tržišta nadležan za izračun odstupanja i obračun energije uravnoteženja, sporazumom omeđusobnim odnosima OT-a s OPS-om i ODS-om, osim dostave podataka o ostvarenjima SOZO-a,nužno je urediti i način dostave podataka o poremećenom i izvanrednom pogonu te okolnostima uprijenosnoj i/ili distribucijskoj mreži. Odnosno, kako se navedene okolnosti utvrđuju i tko ih potvrđuje kaooslobađajuće za obračun energije uravnoteženja.3.2. Cijene energije uravnoteženja Pravilima o uravnoteženju EES [5] propisuje se kako obračun odstupanja energije uravnoteženjane ovisi o odstupanju cjelokupnog elektroenergetskog sustava u pojedinim obračunskim razdobljimauravnoteženja. Nadalje, trenutno važećom Metodologijom za pružanje usluga uravnoteženja električneenergije u EES [13] referentna cijene električne energije uravnoteženja određuje se u 30 % dijelu natemelju srednje vrijednosti cijene bazne energije na Europskoj burzi električne energije u Leipzigu (EEX)za obračunsko razdoblje odstupanja i u 70 % dijelu na temelju iznosa tarifne stavke za radnu energiju zakategoriju kućanstva, niski napon, za tarifni model plavi, tarifni element jednotarifni (JT). Postavlja sepitanje je li postojećim hrvatskim modelom obračuna energije uravnoteženja, s cijenama koje se koristeza izračun troškova, doista postignuto da se plaćanjem naknade za uravnoteženje od strane SOZO-a, upokrivaju stvarni troškovi koje OPS ima radi pružanja usluge uravnoteženja EES? Iz slovenske iaustrijske prakse, koje su detaljnije prikazane u studiji [3], moguće je primijetiti kako su jedinične cijeneenergije uravnoteženja troškovno reflektivne u pogledu troškova uravnoteženja koje ima OPS kao8 Na primjer, vidjeti praksu Njemačke u slučaju primjene NKO KSK u sintetičkom postupku obračuna energije uravnoteženja [17],[18]. 9

Str. 122pružatelj usluge uravnoteženja EES. Na primjer, u Republici Sloveniji dužnost je OPS-a po istekuobračunskog razdoblja odstupanja (kalendarskog mjeseca), operatoru tržišta predati podatke (količine itroškove) koje je imao za potrebe uravnoteženja sustava (razložene po pružateljima usluge). Iz tihpodataka moraju biti razvidne tehničke značajke poslova, pružatelj usluge, te cijena, količina i ukupnitrošak usluga. Temeljem tih troškova izračunava se jedinična cijena energije uravnoteženja koja seprimjenjuje u promatranom obračunskom razdoblju odstupanja (mjesecu).3.3. Ugovori o međusobnim odnosima između subjekata na tržištu električne energije Pravila o uravnoteženju EES [5] propisuju kako se dostava podataka potrebnih za izračunodstupanja i obračun energije uravnoteženja uređuje se sporazumom o međusobnim odnosima izmeđuOPS-a i OT-a te ODS-a i OT-a. U predloženim Pravilima primjene NKO KSK prepoznaje se i nužnostpotpisivanja sporazuma o međusobnim odnosima između OPS-a i ODS-a, te ODS-a i opskrbljivača.Sporazum između ODS-a i opskrbljivača već je prepoznat Općim uvjetima za opskrbu električnomenergijom [10]. Za potrebe primjene NKO KSK u njega je potrebno uvrstiti način međusobnoginformiranja, način informatičkog povezivanja i razmjene podataka, prava i dužnosti ugovornih strana uslučaju neispunjavanja obveza i ostale međusobne odnose sukladno odredbama predloženih Pravilaprimjene NKO KSK. Ukoliko navedeni sporazumi nisu sklopljeni, to je prijeko potrebno učiniti prijepočetka primjene obračuna energije uravnoteženja. Iako isti nije predviđen Pravilima o uravnoteženjuEES [5], sporazumom o međusobnim odnosima između ODS-a i OPS-a nužno je urediti rokove i načindostave podataka, razmjene informacija i međusobnog informiranja u pogledu mjerenja tokova snaga nasučeljima (susretnim čvorištima) između prijenosne i distribucijske mreže. Trenutno važećim Pravilima o uravnoteženju EES nije eksplicitno uređeno pitanje nadležnosti upogledu tvorbe zbirne krivulje ostvarenja opskrbljivača koji električnom energijom opskrbljuje kupce čijasu OMM u prijenosnoj i distribucijskoj mreži. Predloženim se Pravilima primjene NKO KSK podrazumijevada svaki operator sustava podatke o krivulji ostvarenja opskrbljivača predaje samo u dijelu koje se odnosina OMM priključena na njegovu mrežu, iz čega onda operator tržišta izrađuje zbirnu krivulju ostvarenjaopskrbljivača. No ovo se pitanje može smatrati otvorenim pitanjem koje zahtijeva raspravu više subjekatatržišta električne energije.3.4. Opremanje susretnih čvorišta ODS-a mjernom opremom Radi provedbe proširenog analitičkog postupka, konkretno tvorbe krivulje opterećenjadistribucijskog sustava, nužno je opremanje svih susretnih čvorišta između: – distribucijske mreže i prijenosne mreže, – distribucijske mreže i susjednih distribucijskih mreža9, i – distribucijske mreže i izvora električne energije priključenih na distribucijsku mrežu (odnosi se na one izvore za koje postoji propisana obveza opremanja),brojilima s mjerenjem snage i pohranom krivulje opterećenja. Stoga je prije uvođenja u primjenupredloženih Pravila primjene NKO KSK potrebno provjeriti jesu li sva susretna čvorišta opremljenabrojilima s mjerenjem KO, te ako nisu opremiti ih odgovarajućom mjernom i komunikacijskom opremom.3.5. Pripremne aktivnosti Ovim se poglavljem ukazuje na važnost pravodobne pripreme svih aktivnosti za obavljanjeposlova vezanih za NKO i njihovu primjenu. Stoga se predlaže dogovoriti i prijelaznim i završnimodredbama propisati neko prijelazno razdoblje prije početka primjene predloženih Pravila kako bi se: – svi subjekti organizirali i kadrovski osposobili za obavljanje poslova vezanih za NKO i njihovu primjenu, odnosno općenito obračun energije uravnoteženja, – osposobila informatička podrška kod svih subjekata koji su uključeni u odvijanje navedenih poslovnih aktivnosti, – probnoj primjeni podvrgnule propisane normirane NKO KSK u proširenom analitičkom postupku, te postupci obračuna odstupanja i energije uravnoteženja, – ocijenio postupak utvrđivanja odstupanja i obračuna energije uravnoteženja s gledišta izvedivosti i pravičnosti, – sklopili svi potrebni bilateralni ugovori i sporazumi (posebno je potrebno provjeriti uređenost nadležnosti i odgovornosti u svezi primjene NKO KSK),9 Prema podatcima iz Godišnjeg izvješća HEP ODS-a za 2008. godinu, distribucijska mreža HEP ODS-a je povezana s distribucijskim mrežama u Republici Sloveniji, Republici Srbiji i Bosni i Hercegovini preko 39 vodova.10

Str. 123 – odgovarajuće prilagodili zakonski i podzakonski akti i mjerodavni propisi koji su trenutno na snazi, te eventualno donijelo prijeko potrebne nove, – provele druge prijeko potrebne aktivnosti (koje u trenutku pisanja predloženih Pravila nisu bile sagledive). Tijekom prijelaznog razdoblja, razdoblja kušnje Pravila primjene NKO KSK, utvrđivati će seodstupanje od prijavljenog rasporeda isporuke električne energije kako za opskrbljivača(e) povlaštenihkupaca tako i za opskrbljivača tarifnih kupaca, te obračun energije uravnoteženja bez naplate troškovaopskrbljivačima. Na temelju rezultata prethodno provedenih postupaka nadležni subjekti trebaju donijetiodluku o početku primjene nadomjesnih krivulja opterećenja.4. ZAKLJUČAK Sukladno zakonskoj obvezi, HEP-ODS d.o.o. kao operator distribucijskog sustava, u prosincu2006. godine pokrenuo je postupak istraživanja krivulja opterećenja karakterističnih skupina kupaca radiutvrđivanja vjerodostojnih nadomjesnih krivulja opterećenja. Kao rezultat istraživanja izrađene su studijekojima se propisuju karakteristične skupine kupaca i pripadajuće im normirane nadomjesne krivuljeopterećenja te pravila njihove primjene na hrvatskom tržištu električne energije. U ovom su radu sadržanetemeljne značajke prijedloga Pravila primjene nadomjesnih krivulja opterećenja. Tijekom izrade studijeuočene su izvjesne nedorečenosti u postojećem zakonodavnom okviru i otvorena pitanja za koja autoridrže kako nisu u nadležnosti ODS-a, a odgovori na njih uz dopune/izmjene zakonodavnog okvirapreduvjet su početku primjene NKO. Zato je u radu posebna pozornost posvećena preduvjetima zaoperativnu primjenu NKO i prijedlogu Pravila primjene na hrvatskom tržištu električne energije.5. LITERATURA[1] Istraživanje i primjena krivulja opterećenja skupina karakterističnih kupaca na tržištu električne energije, studija EIHP, naručitelj studije HEP ODS d.o.o., svibanj 2009.[2] Prilagodba utvrđenih nadomjesnih krivulja opterećenja za korištenje sukladno usvojenim pravilima – Knjiga 1: Karakteristične skupine kupaca i pripadajuće nadomjesne krivulje opterećenja, studija EIHP, naručitelj studije HEP ODS d.o.o., travanj 2010.[3] Prilagodba utvrđenih nadomjesnih krivulja opterećenja za korištenje sukladno usvojenim pravilima – Knjiga 2: Prijedlog pravila primjene nadomjesnih krivulja opterećenja, studija EIHP, naručitelj studije HEP ODS d.o.o., travanj 2010.[4] Mrežna pravila elektroenergetskog sustava. // Narodne novine, 2006, br. 36.[5] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava. // Narodne novine, 2006, br. 133.[6] Zakon o tržištu električne energije. //Narodne novine, 2004, br. 177.[7] Tarifni sustav za opskrbu električne energije, s iznimkom za povlaštene kupce, bez visine tarifnih stavki, // Narodne novine, 2006, br. 143; Izmjene i dopune NN 2010, br. 26.[8] Tarifni sustav za proizvodnju električne energije, s iznimkom za povlaštene kupce, bez visine tarifnih stavki, // Narodne novine, 2006, br. 143; Izmjene i dopune NN 2010, br. 26.[9] Pravila za delovanje organiziranega trga z električno energijo, Uradni list Republike Slovenije, št. 98/2009.[10] Opći uvjeti za opskrbu električnom energijom. //Narodne novine, 2006, br. 14.[11] Pravila djelovanja tržišta električne energije. // Narodne novine, 2006, br. 135.[12] Tarifni sustav za prijenos električne energije, bez visine tarifnih stavki, // Narodne novine, 2006, br. 143; Izmjene i dopune NN 2010, br. 26.[13] Metodologija za pružanje usluga uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom sustavu, //Narodne novine 133/06; Izmjene i dopune NN 90/08, 70/09.[14] Zakon o energiji. //Narodne novine, 2001, br. 68 Izmjene i dopune NN 2004, br. 177; NN 2007, br. 76 i NN 2008, br. 152.[15] Note of DG Energy & Transport (DG TREN) on Directives 2003/54/EC And 2003/55/EC on the Internal Market in Electricity and Natural Gas, Practical Measures for Distribution Resulting from the Opening up to Competition, 16.1.2004.[16] D. Mileta, D. Karavidović, M. Skok, T. Marijanić, Vrednovanje temperaturne ovisnosti NKO kupaca bez mjerenja krivulje opterećenja, Drugo savjetovanje HO CIRED-a, Umag, 16-19. svibnja, 2010.[17] Synthetisches LP-Verfahren und erweitertes analytisches LP-Verfahren, Convergence Utility Consultants, 2000.[18] PG Lastprofile: Berechnungsgrundlage Pauschalierungszuschlag, VDN, 2002.[19] Pravila o mjernim podacima, HEP ODS; lipanj, 2008. 11

Str. 124HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA X-XXZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ10. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 6. – 10. studenoga 2011.Mario Princip Marinko RogićHEP OPS d.o.o./Sektor za vođenje sustava HEP OPS d.o.o./Sektor za vođenje [email protected] [email protected] NJEMAČKI MODEL OPTIMIRANJA AKTIVIRANJA AGREGATA U SEKUNDARNOJ REGULACIJI UNUTAR RAZLIČITIH KONTROLNIH PODRUČJA SAŽETAK U prosincu 2008. godine tri Njemačka operatora prijenosnih sustava, EnBW Transportnetze AG,50Hertz Transmission GmbH i TenneT TSO GmbH počela su primjenjivati GCC (Grid ControlCooperation) za optimiranje aktiviranja sekundarne regulacijske rezerve međusobno, dok im se u svibnju2010. godine pridružio i četvrti njemački operator prijenosnog sustava Amprion GmbH. Osnovnafunkcionalnost GCC-a je optimiranje aktiviranja sekundarne regulacijske rezerve i razmjena sekundarneregulacijske energije unutar određene grupe operatora prijenosnih sustava s ciljem smanjivanja troškova ipovećanja sigurnosti opskrbe. U ovom radu bit će predstavljena tehnička realizacija GCC-a koja obuhvaća opise svih modularada i mogućnost njihove primjene kroz primjere četiri Njemačka operatora prijenosnih sustava. Nadaljebit će iznesene preporuke ENTSO-E RG CE SG CSO (Regional Group Continental Europe SubgroupCoordinated System Operation) radne podgrupe za nadolazeći period po pitanju širenja GCC-a na drugeoperatore prijenosnih sustava uvažavajući zahtjeve ENTSO-E Priručnika za vođenje pogona, te će istotako biti valorizirana mogućnost primjene GCC-a unutar SHB (ELES, HEP OPS, NOS BiH) kontrolnogbloka. Ključne riječi: sekundarna regulacija, regulacijske rezerve, optimiranje, razmjena, energijauravnoteženja GERMAN MODEL OF OPTIMIZATION OF SECONDARY CONTROL WITHIN DIFFERENT CONTROL AREAS SUMMARY In December 2008 three German TSOs, EnBW Transportnetze AG, 50Hertz Transmission GmbHand TenneT TSO GmbH started the GCC (Grid Control Cooperation) for optimizing the use of secondarycontrol power through coordination of secondary control, the fourth German TSO, Amprion GmbH joinedGCC in May 2010. The basic functionality is optimization of secondary control reserves and exchange ofsecondary control energy within participating TSOs in order to reduce coasts and to increase the securityof supply. In this paper it will be presented the technical realization of GCC which include descriptions of allmodules and their applicability through examples of four German TSOs. Further, it will be presented therecommendations of ENTSO-E RG CE SG CSO (Regional Group Continental Europe SubgroupCoordinated System Operation) working sub-group for the upcoming period regarding the expansion ofGCC on other TSOs considering Operationa Handbook, also it will be evaluated the possibility of applyingGCC in the SHB (ELES, HEP OPS, NOS BiH) control block. Key words: secondary control, control reserves, optimization, exchange, balancing energy 1

Str. 1251. UVOD Nemogućnost točnog predviđanja proizvodnje djelatne snage iz obnovljivih izvora električneenergije i nemogućnost u potpunosti točnog predviđanja dijagrama opterećenja elektroenergetskogsustava predstavlja izazov za regulaciju frekvencije elektroenergetskog sustava (primarnu, sekundarnu itercijarnu regulaciju frekvencije) a samim time i za siguran pogon i vođenje elektroenergetskog sustavacijele Europe. S druge strane sve to iziskuje znatne financijske troškove koje je potrebno što je višemoguće smanjiti bez narušavanja postojeće stabilnosti i sigurnosti elektroenergetskog sustava. Osnovna uloga sekundarne regulacije sustava jest održavanje trenutne snage razmjene nekogkontrolnog područja na vrijednosti planirane snage razmjene tog kontrolnog područja. Regulacijskapogreška nekog kontrolnog područja predstavlja razliku između trenutne i planirane snage razmjenekorigiranu s obzirom na frekvenciju sustava. Aktivacija sekundarne regulacijske rezerve s obzirom naregulacijsku pogrešku nije homogena unutar sinkronog područja kontinentalne Europe nego svakokontrolno područje aktivira sekundarnu regulacijsku rezervu s obzirom na vlastitu regulacijsku pogrešku. Grid Control Cooperation (GCC) je nova vrsta suradnje između operatora prijenosnih sustavaodnosno novi oblik sekundarne regulacije koja obuhvaća više kontrolnih područja unutar sinkronogpodručja kontinentalne Europe. Osnovna funkcionalnost GCC-a je optimiranje aktiviranja sekundarneregulacijske rezerve i razmjena sekundarne regulacijske energije unutar određene grupe operatoraprijenosnih sustava s ciljem smanjivanja troškova i povećanja sigurnosti opskrbe. U prosincu 2008.godine tri Njemačka operatora prijenosnih sustava, EnBW Transportnetze AG (TNG), 50HertzTransmission GmbH (50Hz) i TenneT TSO GmbG (TTG) počela su primjenjivati GCC za optimiranjeaktiviranja sekundarne regulacijske rezerve međusobno, dok im se u svibnju 2010. godine pridružio ičetvrti njemački operator prijenosnog sustava Amprion GmbH (AMP). U ovom radu bit će predstavljena tehnička realizacija GCC-a koja obuhvaća opise modula rada imogućnost njihove primjene kroz primjere četiri Njemačka operatora prijenosnih sustava. Nadalje bit ćeiznesene preporuke ENTSO-E RG CE SG CSO (Regional Group Continental Europe SubgroupCoordinated System Operation) radne podgrupe za nadolazeći period po pitanju širenja GCC-a na drugeoperatore prijenosnih sustava uvažavajući zahtjeve ENTSO-E Priručnika za vođenje pogona, te će istotako biti valorizirana mogućnost primjene GCC-a unutar SHB (ELES, HEP OPS, NOS BiH) kontrolnogbloka.2. MOGUĆNOSTI PREKOGRANIČNE RAZMJENE SEKUNDARNE REGULACIJSKE REZERVE Razrada tehničkih mogućnosti prekogranične razmjena regulacijskih rezervi između višekontrolnih područja uz razvoj odgovarajućih tržišnih modela podupire integraciju obnovljivih izvoraelektrične energije unutar cijele Europe i zapravo na taj način doprinosi sigurnom pogonu EES-a ucijelosti. S obzirom na brzinu promjene proizvodne snage iz vjetroelektrana u kratkom vremenskomperiodu, može se ocijeniti da je upravo sekundarna regulacija frekvencije od ključne važnosti zanavedenu integraciju obnovljivih izvora električne energije u EES. Stoga su unutar ENTSO-E udruženjarazvijeni tehnički i tržišni modeli razmjene sekundarne regulacijske rezerve koji se primjenjuju ali i unekim slučajevima nadograđuju.2.1. Zahtjevi ENTSO-E Priručnika za vođenje pogona u slučaju prekogranične razmjenesekundarne regulacijske rezerve ENTSO-E Priručnik za vođenje pogona (Policy 1) propisuje zahtjeve po pitanju prekograničnerazmjene sekundarne regulacijske rezerve. Osnovi zahtjevi su [6]:  Prekogranična razmjena sekundarne regulacijske rezerve može biti provedena samo u slučaju da svi zahvaćeni operatori prijenosnog sustava budu uključeni u proces (operator prijenosnog sustava koji daje rezervu, operator prijenosnog sustava koji prenosi rezervu i operator prijenosnog sustava koji prima rezervu)  Operator prijenosnog sustava koji prima rezervu mora nabaviti najmanje 66 % od ukupnog iznosa potrebne sekundarne regulacijske rezerve unutar vlastitog kontrolnog područja, dodatno, minimalno 50 % od ukupne sume potrebne sekundarne i tercijarne regulacijske rezerve mora biti nabavljeno unutar vlastitog kontrolnog područja.  Prekogranična razmjena sekundarne regulacijske rezerve može biti provedena samo u slučaju da postoji slobodan (osiguran) prekogranični prijenosni kapacitet između operatora prijenosnog 2