HRO CIGRE ZBORNIK

Str. 193HRVATSKI OGRANAK MEðUNARODNOG VIJEĆA 2-08ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ10. simpozij o sustavu voñenja EES-aOpatija, 11. – 14. studenoga 2012.Ana Horvat Boško MileševićHEP Operator prijenosnog sustava d.o.o. Fakultet elektrotehnike i rač[email protected] [email protected] MandićHEP Operator prijenosnog sustava [email protected] OBLICI NACIONALNIH TRŽIŠTA POMOĆNIH USLUGA SUSTAVA I ELEKTRIČNE ENERGIJE URAVNOTEŽENJA SAŽETAK Modeli tržišta pomoćnih usluga sustava mogu se opisati kao institucionalni dogovori kojiutemeljuju upravljanje pomoćnim uslugama sustava na dereguliranom tržištu električne energije. Mogu sedefinirati i kao tržišni modeli koji operatoru prijenosnog sustava pružaju mogućnost učinkovitije nabavepomoćnih usluga sustava, smanjenje rizika vođenja elektroenergetskog sustava, te veću konkurentnostna tržištu električne energije, bolju iskoristivost proizvodnih postrojenja i potpunu deregulaciju tržištaelektrične energije. Ovaj rad pobliže opisuje trenutni oblik tržišta pomoćnih usluga u Republici Hrvatskojkao i potencijalni razvoj tržišta. Opisani su raspoloživi modeli za uspostavu tržišta koje bi se trebaloodvijati paralelno s tržištem električne energije. Ključne riječi: pomoćne usluge, uravnoteženje, tržišni modeli TYPES OF THE NATIONAL MARKETS OF AUXILIARY SERVICES AND BALANCING ENERGY SUMMARYModeling of markets for can be described as institutional arrangements for establishing management forsystem ancillary services in deregulated electricity market. Models of the national ancillary servicesmarket are market models which offer transmission system operator an efficient procurement of ancillaryservices, reducing the system management risk , more competitive electricity market, a better utilizationof production facilities and complete deregulation of electricity markets. This paper deals with the currentmode of market ancillary services in the Republic of Croatia as well as a potential market development.The described models are used for establishing market of auxiliary services which should occur in parallelwith the electricity market. Key words: ancillary services, balancing, market models1. UVOD Deregulacija cjelokupnog energetskog sektora i formiranje jedinstvenog europskog tržištaelektrične energije za zadaću imaju povećati ekonomsku učinkovitost rada elektroenergetskog sustava ucjelini, osigurati sigurnu opskrbu kupaca uz što optimalnije korištenje proizvodnih kapaciteta, smanjenje

Str. 194korištenja fosilnih goriva integracijom obnovljivih izvora energije i poboljšanjem energetske učinkovitostielektroenergetskog sustava. Tržište električne energije posebno je zbog kvantitativne i kvalitativneprirode električne energije, odnosno činjenice da električnu energiju ne možemo skladištiti u većimkoličinama, te je ne možemo strogo definirati ni kao robu, ni kao uslugu. Takav tržišni oblik generirabrojne rizike za sve sudionike na tržištu uključujući i operatora prijenosnog sustava (OPS) koji jeodgovoran za uravnoteženje proizvodnje i potrošnje električne energije. Integracija dereguliranog tržištaelektrične energije i svojevrsna rekonstrukcija energetskog sektora u cjelini bez učinkovitog tržištapomoćnih usluga ustava i električne energije uravnoteženja, potencijalno može narušiti sigurnost vođenjaelektroenergetskog sustava i sigurnu opskrbu krajnjih kupaca. Tržište pomoćnih usluga sustava kao diodereguliranog tržišta električne energije temelji se na tri osnovna čimbenika: odgovornosti za odstupanje,uredbi o pružanju usluga uravnoteženja i obračunu naknada za uravnoteženje.2. DEREGULACIJA TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE Do sredine 20. stoljeća opskrba električnom energijom u većem dijelu Europe, a u Hrvatskoj donedavno, gotovo se isključivo odvijala na strogo reguliran i vrlo često monopoliziran način. Situacija nacjelokupnom svjetskom tržištu energenata, smanjenje zaliha fosilnih goriva, izrazita promjenjivost cijenaenergenata, sve izraženije klimatske promjene, te politička i socijalna situacija postepeno su dovele dorazvoja slobodnog tržišta električne energije i deregulacije energetskog sektora u cjelini. Deregulacijatržišta električne energije u svojoj osnovi osigurava sniženje cijena električne energije, bolju iskorištenostproizvodnih kapaciteta, a samim time i svojevrsnu komponentu zaštite okoliša i sigurniju opskrbu krajnjihkupaca. Osnovni kriteriji, koji su preduvjet sigurnog funkcioniranja dereguliranog tržišta električneenergije, su ekonomska isplativost, sigurna opskrba krajnjih kupaca i zaštita okoliša [1]. Na Slici 1 grafičkije prikazana načelna shema djelovanja tržišta električne energije u slučaju dereguliranog tržišta električneenergije. Slika 1. Tržište električne energije [2] Tržište je obično podijeljeno na dvije prodajne cjeline: veleprodajnu i maloprodajnu. Naveleprodajnoj razini proizvođači električne energije prodaju svoj proizvod, na burzi električne energije ilibilateralnim ugovorima s trgovcima električnom energijom ili izravno opskrbljivačima. Opskrbljivači namaloprodajnoj razini prodaju električnu energiju krajnjim kupcima. Za razliku od reguliranog tržištaelektrične energije gdje je operator sustava (OPS) odgovoran i za fizikalno uravnoteženje sustava i zaekonomsku učinkovitost rada sustava, u slučaju dereguliranog tržišta električne energije vlasništvoproizvodnih jedinica i odgovornost za ekonomsku učinkovitost prelazi na sve tržišne sudionike, izuzevpovlaštenih proizvođača električne energije, subjekte odgovorne za odstupanja (SOZO). OPS i dalje

Str. 195ostaje odgovoran za uravnoteženje elektroenergetskog sustava (EES), u tu svrhu je dužan nabavljatielektričnu energiju uravnoteženja i ostale pomoćne usluge sustava na tržišno zasnovan način. U ponekimtržišnim modelima, postoji i operator tržišta električne energije koji se u suradnji s OPS-om brine zaorganiziranje tržišta električne energije. Dvojna priroda električne energije dodatno otežava potpunuderegulaciju tržišta, jer sama činjenica da se trenutno proizvedena električne energija u tom istomtrenutku mora i potrošiti kako bi se sačuvala stabilnost rada sustava dodatno komplicira tržišne modele iuzrokuje probleme OPS-u prilikom vođenja EES-a i omogućavanja sigurne opskrbe električnomenergijom krajnjih kupaca. Većina procesa u EES-u i pomoćnih usluga sustava planira se unaprijed izasniva se na pretpostavci sigurne opskrbe krajnjih kupaca. Ukoliko na tržištu pomoćnih usluga sustavanije raspoloživa dovoljna količina električne energije OPS je prisiljen primjenjivati cijeli niz mjera kako nebi došlo do prekida opskrbe kupaca ili kako bi ona bila što manja.3. TRŽIŠTE POMOĆNIH USLUGA SUSTAVA I ELEKTRIČNE ENERGIJE URAVNOTEŽENJA3.1. Pomoćne usluge sustava i električna energija uravnoteženja Pomoćne usluge sustava možemo definirati kao mjere koje je dužan podnijeti OPS-a kao potporuprijenosa električne energije uz održavanje kriterija sigurnosti rada sustava i opskrbe električnomenergijom krajnjih kupaca. Za krajnjeg kupca pomoćne usluge sustava sastavni su dio opskrbeelektričnom energijom. Proizvođači s druge strane proizvode i prodaju električnu energiju na tržištu, nomogu i pružati pomoćne usluge OPS-u. Troškove pomoćnih usluga sustava snosi OPS iz naknada zaprijenos električne energije, što se u konačnici i reflektira u tržišnoj cijeni električne energije namaloprodajnoj razini. Drugim riječima svi kupci električne energije su ujedno i kupci pomoćnih uslugasustava. Pomoćne usluge sustava možemo podijeliti na: upravljanje naponom i jalovom energijom,samostalno pokretanje elektrane („crni start“), otočni rad, regulaciju frekvencije i električnu energijuuravnoteženja.3.1.1. Upravljanje naponom i proizvodnjom jalove energije Zadaća ove pomoćne usluge sustava je održavanje naponskih vrijednosti unutar propisanihgranica i smanjivanje tokova jalove energije u mreži. Ova pomoćna usluga potencijalno se obavljaregulacijom prijenosnih odnosa transformatora, kompenzacijskim uređajima i regulacijomproizvodnje/potrošnje jalove energije u elektranama (±Q). U hrvatskom EES-u dominantnu ulogu upogledu povišenih napona ima podopterećena VN mreža [3].3.1.2. Samostalno pokretanje elektrane („crni start elektrane“) Pomoćna usluga osigurava sposobnost proizvodne jedinice da samostalno pokrene generatorebez vanjskog napajanja električnom energijom. Ovakvo pokretanje generatora naziva “crni start“ [3].3.1.3. Otočni rad Otočni rad u energetskom smislu je pomoćna usluga sustava kojom se osigurava uspostava radapojedinih dijelova EES-a neovisno o ostalim dijelovima EES-a u slučaju poremećaja ili provođenja većihodržavanja i rekonstrukcija. Svrha te pomoćne usluge je što većoj mjeri smanjiti vrijeme prekida opskrbekupaca električnom energijom u gore navedenim okolnostima [3].3.1.4. Regulacija frekvencije Pomoćna usluga održavanje frekvencije u sustavu se provodi primarnom, sekundarnom itercijarnom regulacijom proizvodnih jedinica. Primarna regulacija služi isključivo za regulaciju frekvencije,dok se sekundarna i tercijarna regulacija koriste za regulaciju frekvencije i snage razmjene. Primarnaregulacija aktivira se unutar nekoliko sekundi, sekundarna unutar nekoliko minuta, a tercijarna uvremenskom periodu od nekoliko minuta do nekoliko sati, kao što je grafički prikazano na Slici 2.Sekundarna regulacija zamjenjuje primarnu, a tercijarna sekundarnu. Osiguravanja dovoljne količinerezervi sekundarne i tercijarne regulacije su najvažnije za uvođenje tržišta pomoćnih usluga sustava [3].

Str. 196 Slika 2. Vrste regulacija frekvencije i radne snage u EES-u [4] U skladu s Policy 1, ENTSO-E pogonskog priručnika količina potrebne primarne regulacijskerezerve je povezana s proizvodnjom, koeficijenti doprinosa za primarnu regulaciju određuju se na osnovuukupne godišnje proizvodnje pojedinog regulacijskog područja. Promatra se teoretski ispad proizvodnejedinice za određeno područje, te izračunava udio potrebne primarne regulacijske rezerve pojedinogregulacijskog područja [4]. Unutar hrvatskog regulacijskog područja potrebna sekundarna regulacijskarezerva određuje se na osnovu prognoze dnevnog dijagrama opterećenja za određeno vremenskorazdoblje za koji se namjerava osigurati rezerva. Potrebna sekundarna regulacijska rezerva (L) premaENTSO-E preporuci definira se kao: L = a × Lmax (h) + b2 - bpri čemu je Lmax - maksimalno planirano opterećenje za određeno razdoblje, a i b su parametri određeniiskustveno i iznose a=10 MW i b=150MW [4]. Potrebna tercijarna regulacijska rezerva određena je najvećom instaliranom proizvodnomjedinicom u EES-u ili najvećim očekivanim iznosom prekograničnom razmjenom električne energije kojaulazi i ostaje u EES-u [4].3.1.5. Energija uravnoteženja Realizacijom opskrbe i preprodaje električne energije, dolazi do odstupanja između ostvarenih iplaniranih vrijednosti iz ugovornih rasporeda kupoprodaje električne energije. Za pokriće tako nastalihsatnih odstupanja OPS nabavlja električnu energiju uravnoteženja na neki od tržišno osnovanih načina, atroškove uravnoteženja sustava pokrivaju oni subjekti odgovorni za odstupanja zbog kojih je došlo doneravnoteže u sustavu. Subjekti odgovorni za odstupanje mogu biti proizvođači, opskrbljivači ili trgovcielektričnom energijom [5]. Također odstupanje može biti rezultat i nesavršenog predviđanja potrošnjeelektrične energije. Takva vrsta pogreške veća ili manja je neizbježna.Nabava usluga uravnoteženja može se pojaviti u dva oblika: „pričuvni kapacitet“(engl. Reserve Capacity) ili opcijsko pravno korištenja neke proizvodnjejedinice ili pravo podešavanja potrošnje čija je raspoloživost osigurava ugovorom u svrhu uravnoteženjaEES-a, „energija uravnoteženja“ (engl. Balancing Energy) odnosno nabava električne energije zauravnoteženje proizvodnje/potrošnje na tržištu pomoćnih usluga sustava [6].3.2. Nacionalni modeli tržišta pomoćnih usluga sustava Kako bi se spriječila nestabilnost frekvencije i napona u EES-u, osigurao siguran pogon EES-a i

Str. 197nesmetana opskrba električne energije, proizvodnja i potrošnja električne energije moraju bit u ravnoteži.S obzirom na deregulaciju tržišta električne energije i pojačane zahtjeve za instalacijom velike proizvodnesnage obnovljivih izvora energije gore navedeni zahtjev je sve kompliciranije postići, pokazuje se sveveća potreba za rezervnim proizvodnim kapacitetima za regulaciju frekvencije i radne snage, koji bitrebali biti na raspolaganju OPS-u prilikom uravnoteživanja EES-a. Osnovni problem potpune deregulacije tržišta električne energije leži na strani potrošnjeelektrične energije koja je ovisna o niz meteoroloških, socijalnih i političkih čimbenika, te na straniproizvodnje električne energije iz hidropotencijala, vjetropotencijala i ostalih obnovljivih izvora energije(OIE) čija proizvodnja je ovisna o vremenskim uvjetima, a samim time i teško predvidljiva. Kako bi sesmanjila potreba za rezervnim regulacijskim proizvodnim kapacitetima potrebno je što više smanjitipogrešku prilikom planiranja dijagrama opterećenja EES-a (konzuma) i pogrešku prognoze rada OIE, tevrijeme planiranja rada EES-a i nabave pomoćnih usluga sustava što više približiti vremenu vođenjaEES-a. Uzevši u obzir probleme s koordinacijom i relativnu tromost bilateralnog tržišta električne energijemožemo zaključiti da bi najoptimalnije bilo nabavljati električnu energiju uravnoteženja i regulacijskerezerve u vremenskom razdoblju od nekoliko sati do 15 minuta prije nego nam je takva pomoćna uslugazaista potrebna [7]. U uvjetima potpune deregulacije i liberalizacije tržišta električne energije svaki SOZO mora bitispreman staviti na raspolaganje svoje kapacitete, bilo da se radi o proizvodnji ili potrošnji, u svrhuuravnoteženja EES-a do trenutka kada cijena na tržištu električne energije ne dosegne troškove koje bimorao nadoknaditi OPS-u za uravnoteženje EES-a. Porast ponude električne energije uravnoteženja natržištu povećava sigurnost rada EES-a i potencijalno smanjuje troškove uravnoteženja EES-a, jer secijena određuje zakonom ponude i potražnje. Smanjena ponuda na tržištu električne energijeuravnoteženja implicira relativno visoku cijenu naknade za uravnoteženje. Kada cijena električne energijeuravnoteženja postane veća od tržišne cijene električne energije financijski rizik za OPS se priličnosmanjuje, no tehnološki rizik je prilično visok, kao i financijski rizik kojem je pritom izložen subjektodgovoran za odstupanja što potencijalno može biti pogubno za deregulaciju tržišta električne energije. Ustvarnosti potpuna deregulacija tržišta je gotovo nemoguća jer SOZO nije dužan uvijek gledati stranujavne dobrobiti s aspekta sigurnosti pogona EES-a i sigurne opskrbe kupaca nego svoju vlastitufinancijsku dobit, na to mora podsjetiti OPS koji je zadužen za procjenu potrebnih regulacijskih rezervi iprovođenje tržišta pomoćnih usluga sustava. Uzmemo li u obzir financijsku odgovornost SOZO-a za odstupanja i odgovornost OPS-a zauravnoteženje EES-a možemo reći da postoje dvije osnove svakog tržišnog modela: 1. metoda po kojoj OPS osigurava energiju uravnoteženja, 2. metoda po kojoj se SOZO-u obračunava naknada za uravnoteženje. Na temelju gore navedenog definiraju se dva osnovna modela nacionalnih tržišta pomoćnihusluga sustava: 1. vrijednost izgubljenog tereta (engl. Value of Lost Load), 2. upravljanje regulacijskim rezervama (engl. Regulation of Operating Reserves, OR) [7].3.2.1. Vrijednost izgubljenog tereta (engl. Value of Lost Load) Velika odstupanja između ostvarenja i plana dnevnog dijagrama opterećenja i neprekinutotrgovanje na tržištu električne energije u određenom trenutku može dovesti stanja kada opskrba više nemože pokriti trenutnu vrijednost potrošnje električne energije. U trenutku kada OPS više nema naraspolaganju niti jedan drugi način uravnoteženja EES-a, nego mora pribjeći postupcima hitnograsterećenja rada EES-a zaustavlja se tržište električne energije, a tržišna cijena električne energije sezaustavlja na određenoj vrijednosti, Pc. Cijena Pc je referentna vrijednost za sva ostala tržišta, i električne energije i pomoćnih uslugasustava, jer predstavlja krajnju cijenu koju je OPS spreman platiti za dodatnu vrijednost rezervnogregulacijskog kapaciteta, dodatno definira vrijednost izgubljenog opterećenja EES-a, odnosno cijenu kojupotražuje krajnji kupac električne energije prilikom rasterećenja sustava. Ovakav model pretpostavlja daOPS nije poduzeo nikakvu drugu mjeru uravnoteženja EES-a izuzev postupka hitnog rasterećenja. S obzirom da je pouzdana opskrba kupaca pitanje javne dobrobiti, a postupci hitnog rasterećenjesustava su krajnja mjera koja se može primijeniti prilikom uravnoteženja sustava ovaj model je strogoteoretski i u praksi se gotovo nikad ne može primijeniti, ali se koristi za određivanje cijene Pc, što jeosnova za sve ostale modele [7].

Str. 1983.2.2. Upravljanje regulacijskim rezervama (engl. Regulation of Operating Reserves, OR) S obzirom na vrijeme nabave regulacijskih rezervi razlikuju se dva tržišna modela pomoću kojihse može nabavljati električna energija potrebna za regulacijske rezerve. Osnova razlika između dvamodela je da u jednom nabava regulacijskih rezervi završava prije, a u drugom poslije zatvaranja tržištaelektrične energije za dan unaprijed. Tržište pomoćnih usluga sustava i tržište električne energije u teorijise mogu zatvoriti istovremeno, no obično se jedno tržište uzima kao referentno za zatvaranje drugog.• ORexpost model Tržište pomoćnih usluga sustava zatvara se nakon zatvaranja tržišta električne energije. OPS unaprijed mora provesti procjenu potreba za regulacijskim rezervama i električnom energijom uravnoteženja, te ih nabaviti na tržištu pomoćnih usluga sustava. Ovaj model temelji se na vrijednosti potrebnih regulacijskih rezervi, OR i cijeni Pc kojom se definira vrijednost izgubljenog opterećenja, VOLL (engl. Value of Lost Load). Kada vrijednost ponuđenog rezervnog proizvodnog kapaciteta ili električne energije za uravnoteženje padne ispod vrijednosti potrebnih regulacijskih rezervi definira se novi iznos cijene Pc. Takva cijena ograničava iznos naglih promjena cijena na tržištu električne energije, a iznos potrebnih regulacijskih rezervi definira vrijeme trajanja naglih promjena cijena. Vjerojatnost gubitka tereta, LOLP (engl. Loss of Load Probabillity) određena je regulatornim parametrima: cijenom Pc, potrebnim regulacijskim rezervama (OR) i krivuljom trenutnog opterećenja EES-a. Ukoliko zanemarimo ostale rizike kojima je izložen OPS može postići željenu LOLP vrijednost kombiniranjem različitih vrijednosti cijene Pc i potrebnih OR. Niska vrijednost cijene Pc podrazumijeva veliku količinu OR ponuđenu na tržištu pomoćnih usluga sustava i obratno. Uvedemo li razgraničenje između tržišta pomoćnih sluga sustava i tržišta električne energije dolazi i do razgraničenja tržišnih cijena. Svi tržišni sudionici mogu potencijalno odabrati na kojem tržištu žele sudjelovati. Cijena na tržištu električne energije (Pel.energ.) jednaka je cijeni električne energije na tržištu pomoćnih usluga sustava (POR) uvećana za cijenu zaštite od rizika nabave pomoćnih usluga sustava (PR): Pel.energ. = E [POR + PR] (2) Ukoliko dođe do nestašice regulacijskih rezervi ili električne energije uravnoteženja na tržištu pomoćnih usluga sustava, tržišni sudionici bi se trebali suzdržati od trgovine na tržištu električne energije sve dok ne dođe do izjednačavanja cijena električne energije na oba tržišta. Odnosno granična cijena PC s tržišta pomoćnih usluga sustava prelazi u graničnu cijenu na tržištu električne energije, sve dok sve ne izjednače ponude i cijene električne energije na oba tržišta, što može biti i svojevrstan poticaj investicijama u izgradnju proizvodnih kapaciteta za pružanje pomoćnih usluga sustava. Proizvodni kapaciteti s marginalnim troškovima većim od Pc kao i kupci spremni platiti veću cijenu od Pc za povećanu dozu fleksibilnosti potrošnje električne energije su ovdje zakinuti jer im je ovim modelom to onemogućeno. Ovim modelom pretpostavlja se povećanje investiranja u proizvodne kapacitete sposobne za pružanje pomoćnih usluga sustava, odnosno rast ponude na tržištu pomoćnih usluga sustava što u stvarnosti i ne mora biti u potpunosti točno. OPS nikada ne može biti potpuno siguran hoće li moći zadovoljiti sve potrebe za pomoćnim uslugama sustava na tržištu što predstavlja svojevrstan rizik sigurne opskrbe električne energije [8]. • ORexante model Tržište pomoćnih usluga sustava zatvara se prije zatvaranja tržišta električne energije. Zatvaranjem tržišta pomoćnih usluga sustava prije zatvaranja tržišta električne energije OPS je siguran da je nabavio svu energiju potrebnu za pokrivanje regulacijskih rezervi, što smanjuje rizik sigurne opskrbe kupaca. Rezervacija proizvodnih kapaciteta za pokrivanje pomoćnih usluga sustava je s druge strane izuzetno destimulirajuća za tržište električne energije jer smanjuje ponudu na tržištu električne energije. Potreba za zaustavljanjem cijena električne energije na nekoj vrijednosti Pc na tržištu pomoćnih usluga sustava raste s vjerojatnošću koja odgovara kratkoročnoj

Str. 199 estimaciji LOLP. Vremenski periodi s nedovoljnom količinom raspoloživih rezervi unutar ovog modela prouzročeni su pogrešnom procjenom LOLP vrijednosti sa strane OPS-a. Tržišni sudionici koji sklapaju ugovor s OPS-om o pružanju pomoćnih usluga sustava na neki način prodaju pravo plasiranja tog dijela električne energije na tržište. Takvo pravo postiže cijenu na tržištu pomoćnih usluga sustava ovisno o duljini trajanja ugovora s OPS-om i načinu formiranja trenutne cijene na tržištu električne energije. Osnovni nedostatak ORexante modela su troškovi exante regulacije. Nesigurnost procjeneodstupanja raste s vremenom procjene što za posljedicu ima veće troškove dugoročnih ugovaranjapomoćnih usluga sustava u odnosu na one u realnom vremenu unutar ORexpost modela i naravnoslabiju iskorištenost postojećih proizvodnih kapaciteta [8].4. TRŽIŠTE POMOĆNIH USLUGA SUSTVA U HRVATSKOM EES-U Većina instaliranih proizvodnih kapaciteta unutar hrvatskog regulacijskog područja suhidroelektrane (2112 MW, 50% ukupne instalirane snage) i termoelektrane (1811 MW, 42% ukupneinstalirane snage) koje su u gotovo isključivo u vlasništvu Hrvatske elektroprivrede (HEP grupa), odnosnou državnom vlasništvu [9]. Instalirana vrijednost proizvodnih kapaciteta, te udio u ukupnoj proizvodnojsnazi unutar hrvatskog EES-a prikazana je u Tablici I i na Slici 4. Obnovljivi izvori energije, od čegaglavninu od oko 130 MW čine vjetroelektrane (VE), su gotovo isključivo u privatnom vlasništvu i imajutendenciju rasta. Obnovljivi izvori energije i kogeneracijska proizvodnja prema hrvatskom pravnom okviruspadaju u skupinu povlaštenih proizvođača električne energije. Od ostalih tržišnih sudionika razlikuju seutoliko što nisu izravno financijski odgovorni za odstupanje plana i ostvarenja električne energijeproizvedene u njihovim postrojenjima, a regulator se obvezuje od njih otkupiti svu proizvedenu električnuenergiju po povlaštenim cijenama [10] [11].Tablica I Instalirana vrijednost proizvodnih jedinica u Republici Hrvatskoj [MW] i u [%] ukupnoginstaliranog proizvodnog kapaciteta [9]Hidroelektrane Instalirana vrijednost elektrana u Republici Hrvatskoj Termoelektrane Vjetroelektrane Industrijske elektrane 2112 50 Ukupno 1811 130 212 4265 Mjerna jedinica 42 3 5 100 MW % HEP Operator prijenosnog sustava (HEP OPS) odgovoran je za uravnoteživanje EES-a ustvarnom vremenu, za planiranje potrebe za pomoćnim uslugama sustava i njihovu nabavu na tržišnozasnovani način. Potrebe za potrebnim regulacijskim rezervama definirane su ENTSO-E pogonskimpriručnikom (engl. ENTSO-E Operational Handbook, Policy 1) i dodatno opisane u poglavlju 3.1.4.Na Slici 3 jasno je vidljiv porast instalirane snage u vjetroelektranama (VE) u posljednjih nekoliko godina,s tendencijom još većeg rasta. Električna energija proizvedena u VE-ma ovisna je o prirodi vjetra namikrolokaciji VE-ne. Priroda vjetra u priobalnom području Republike Hrvatske je izrazito promjenjivogkaraktera, a samim time je i proizvodnja VE-na izrazito promjenjiva i teško predvidljiva, te izrazitonepovoljna za integraciju u EES. Korištenjem alata za kratkoročno prognoziranje rada VE-na moguće jerelativno dobro procijeniti proizvodnju VE-na za dan unaprijed, no niti jedna prognoza nije savršena.Uvijek postoji određena mogućnost pogreške prognoze, veća ili manja ovisno o dobu dana, godine,meteorološkim uvjetima, pogreškama prognostičkih modela... Sve to povećava zahtjeve za rezervamasekundarne regulacije, koja se više ne bi trebala računati prema Formuli (1) nego bi se u skladu spreporukama ENTSO-E za integraciju obnovljivih izvora energije trebale uvećati za maksimalnu pogreškuprognoze rada VE-na [12]. Takav način procjene potrebnih regulacijskih rezervi znatno povećava potrebeza sekundarnom regulacijskom rezervom.

Str. 200Slika 3. Proizvodnja električne energije u Republici Slika 4. Instalirana vrijednost proizvodnih kapaciteta u % ukupne instalirane proizvodne snageHrvatskoj za 2008 – 2010 godinu U Hrvatskoj se trenutno primjenjuje jedna od varijanti ORexante tržišnog modela nabavepomoćnih usluga sustava na temelju kojeg OPS unutar određenog vremenskog perioda procjenjujepotrebe za pomoćnim uslugama sustava i za taj vremenski period ugovara osiguravanje spomenutihusluga na nacionalnom tržištu električne energije. Takvo osiguravanje rezervi je izrazito nepovoljno stehničke strane jer nesigurnost procjene odstupanja plana i ostvarenja raste s vremenom procjene, što zaposljedicu ima slabiju iskorištenost i učinkovitost korištenja postojećih proizvodnih kapaciteta, temožebitnu nedostatnost sekundarne regulacijske rezerve. Dodatnu otegotnu okolnost procjeni potrebnih regulacijskih rezervi za duže promatrano razdobljepredstavljaju veliki zahtjevi za integracijom OIE, a posebice VE-na, u EES. Proizvodnja VE-na je ovisna oprirodi vjetra na mikrolokaciji VE-ne, a s obzirom na prirodu vjetra u priobalnom pojasu RepublikeHrvatske izrazito je promjenjiva i teško predvidljiva. Trenutno model nabave pomoćnih usluga sustava bise trebao , razinu planiranja potrebnih regulacijskih rezervi trebalo bi približiti stvarnom vremenu, tepotencijalno uvesti ORexpost modela tržišta pomoćnih usluga sustava.5. ZAKLJUČAKTržište električne energije specifično je zbog svoje kvantitativne i kvalitativne prirode i kao takvo generirabrojne rizike za sve sudionike na tržištu uključujući i OPS-a koji je odgovoran za fizikalno uravnoteženjeproizvodnje i potrošnje električne energije unutar EES-a. Bez uvođenja učinkovitog tržišta pomoćnihusluga sustava i električne energije uravnoteženja na nacionalnoj razini nije moguće u potpunosti provestideregulaciju energetskog sektora i uspostaviti jedinstveno liberalizirano tržište električne energije.Prilikom definiranja i uspostave jednog tržišnog modela pomoćnih usluga sustava nužno se moraju uzetiu obzir specifičnosti hrvatskog EES-a kao što su: meteorološke, političke, socijalne prilike u državi. Zbogneelastičnosti krivulja potrošnje električne energije, nepredvidljivih meteoroloških prilika, mogućihmanipulacija cijenama na tržištu električne energije i cijenama na tržištu primarnih energenata uvijekpostoji rizik sigurne opskrbe električnom energijom. Zadaća je OPS-a, kao i svih ostalih operativnih iregulatornih tijela prisutnih na tržištu električne energije, što uspješnije predvidjeti i procijeniti mogućerizike na dereguliranom tržištu električne energije, a odabirom odgovarajući tržišnih metoda uspješnoupravljaju tim rizikom i osiguraju pouzdan pogon i vođenje EES-a.6. LITERATURA[1] Steven Stoft, “Power System Economics“, IEEE Press Wiely Interscience, First Edition, 2002.

Str. 201[2] J. Doege: “Valuation of Flexibility for Power Portfolios – A Dynamic Risk Engineering Approach“; doktorska disertacija, Swiss Federal Institute of Technology, Zurich, 2006.[3] Mrežna pravila, HEP – Operator prijenosnog sustava d.o.o., Zagreb,NN36/2006[4] ENTSO-E Operational Handbook, 2012 https://www.entsoe.eu/resources/publications/system- operations/operation-handbook/[5] Niko Mandić, Ana Horvat: “Modeli tržišta pomoćnih usluga sustava”, časopis EGE, broj 2., Zagreb, 2011.[6] 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.[7] Jacob Lemming: “Risk nad Investment Management in Liberalized Electricity Market“; doktorska disertacija, Department of Mathematical Modeling, Tehnical University of Denmark, 2003.[8] Mohamad Shahidehpor, Hatim Yamin, Zuyi LI: “Market Operations in Electric Power Systems – Forecasting, Scheduling nad Risk Management”; IEEE, Copyright 2002 John Wiely & Sons, Inc.[9] Preliminarni temeljni podaci za godinu 2010., HEP-Operator prijenosnog sustva, Zagreb, 2011[10] Uredba o naknadama za poticanje proizvodnje električne energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije, NN 33/07, 133/07, 155/08[11] Tarifni sustav za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora energije i kogeneracije, NN 33/07[12] Wind Power in the UCTE interconnected System, Network of Experts on Wind Power, studeni, 2011

Str. 202HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA C2-04ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ11. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 10. – 13. studenoga 2013.Krešimir Vrdoljak, Krešimir Mesić[email protected] Hrvatski operator prijenosnog sustavaAldis Černicki-Mijić d.o.o., Zagreb, [email protected] [email protected]ČAR - Inženjering za energetiku i transport d.d.,Zagreb, Hrvatska MODERNIZACIJA SUSTAVA SEKUNDARNE REGULACIJE FREKVENCIJE I SNAGE RAZMJENE HRVATSKOG EES-A SAŽETAK U članku je dan pregled koncepcije i tehničkog rješenja sustava upravljanja proizvodnjom kaofunkcije operatora prijenosnog sustava temeljene na principima djelovanja tržišta, što uključuje:automatsko upravljanje proizvodnjom sa sekundarnom regulacijom frekvencije i snage razmjene,ekonomičnu raspodjelu proizvodnje te izračun i nadzor rezervi. Programski sustav upravljanjaproizvodnjom implementiran je u Nacionalnom dispečerskom centru (NDC) te rezervnom dispečerskomcentru (RDC). Člankom je dan i pregled revitalizacije sustava namijenjenih sekundarnoj regulaciji frekvencije isnage razmjene u regulacijskim proizvodnim jedinicama. Ključne riječi: Sekundarna regulacija frekvencije i snage razmjene, sustav upravljanjaproizvodnjom, automatska regulacija proizvodnje, ekonomična raspodjela proizvodnje, nadzor rezervi MODERNIZATION OF LOAD FREQUENCY CONTROL SYSTEM IN CROATIAN POWER SYSTEM SUMMARY The paper presents a review of concept and technical solution of production control system as afunction of transmission system operator which is based on market principles. It includes: automaticgeneration control (AGC) with load frequency control (LFC), economic production dispatch and reservemonitoring. Production control system application is implemented in both Croatian National DispatchingCentre and reserve control center. Additionally, the paper gives an overview of revitalization of LFC systems in power plantsscheduled for AGC. Key words: Load frequency control, production control system, automatic generation control,production economic dispatch, reserve calculation1. UVOD Starost i tehnološka zastarjelost opreme te funkcijska i programska zatvorenost sustavasekundarne regulacije frekvencije i snage razmjene (SRFSR; eng. Load frequency control – LFC) uhrvatskom elektroenergetskom sustavu (EES), koji je instaliran u 90-im godinama 20. stoljeća, su unatoč 1

Str. 203određenim manjim izmjenama tijekom proteklih godina, bili uzrok nužnosti modernizacije sustava u ciljupoboljšanja kvalitete, funkcionalnosti i pouzdanosti provođenja sekundarne regulacije. Novi tehničkizahtjevi i standardi koji su nastali zbog restrukturiranja elektroprivrede i deregulacije te potreba zakomunikacijskom i funkcijskom međupovezanošću u novim uvjetima slobodnog tržišta su bili dodatnirazlozi za njegovom obnovom i modernizacijom. Modernizacija i proširenje sustava su doveli dousklađenja i obnove opreme na svim razinama provođenja SRFSR, povećanja opsega i brzinekomunikacije, povećanja pouzdanosti, raspoloživost i sigurnost, udovoljenja tržišnim zahtjevima sustava iENTSO-E pravilima te do njegove integracije u opsežni sustav nadzora i upravljanja cjelokupnog EES-a. Prelazak sa starog na novi sustav upravljanja proizvodnjom (SUP) se odvijao postupno krozmigraciju, koja je označavala postupak zamjene postojećih informatičkih sustava nadzora, upravljanja iregulacije HOPS-a novim sustavima [1]. Smisao migracije je bila da se nakon ispitivanja novog SUPomogući deaktivacija starog sustava bez potrebe za promjenom računalne opreme, programa i bazepodataka u novoinstaliranim sustavima. Tijekom perioda migracije rad starog i novog sustava SRFSRtekao je nesmetano na način da je stari sustav i dalje provodio regulaciju, a novi primao sve podatke izregulacijskih elektrana u svrhu ispitivanja i podešavanja njegovog algoritma. Kako su tada stari i novisustav funkcionirali nezavisno, diskontinuiteti rada starog sustava nisu utjecali na aktivnost novogsustava, niti su prekidi rada novog sustava utjecali na rad starog sustava. Nakon provjere funkcionalnostinovog SUP i usporedbe kvalitete rada u odnosu na stari sustav, na kraju perioda migracije su sepostepeno deaktivirale komponente starog sustava. Za migraciju su se sve regulacijske elektrane uhrvatskom EES-u morale osposobiti za direktnu i samostalnu komunikaciju po IEC 60870-5-104komunikacijskom protokolu. Zbog složenosti zahvata, koji je podrazumijevao promjenu opremeelektranskih kontrolera kod nekih elektrana, ta se adaptacija obavljala pojedinačno i kroz duže vremenskorazdoblje. Novi SUP sadrži korisnicima prilagođene ekranske prikaze koji su usklađeni s ostalim ekranskimprikazima sustava nadzora i upravljanja EES-a, a koji pružaju preglednost i jednostavnost korištenja zasvaku korisničku ulogu te kroz koje je, u skladu s mogućnostima i zahtjevima operatora sustava,optimizirano korištenje brojnih funkcionalnosti SUP.2. IMPLEMENTIRANE FUNKCIJE U NDC-U/REZERVNOM NDC-U Modernizacijom su se dobila dva nova identična SUP-a. Glavni se sustav nalazi u Nacionalnomdispečerskom centru (NDC) u Zagrebu, a njegova kopija u rezervnom dispečerskom centru (RDC)HOPS-a, s time da su u oba centra sustavi izvedeni u redundantnoj konfiguraciji [2]. Dvije glavne funkcijenovog SUP su automatsko upravljanje proizvodnjom (AUP; eng. Automatic Generation Control – AGC) saSRFSR te ekonomična raspodjela proizvodnje (ERP; eng. Economic Dispatching – ED) regulacijskihproizvodnih jedinica (RPJ) prema krivuljama cijena usluge sekundarne regulacije. Dodatno, novi SUPomogućuje i sljedeće funkcionalnosti: upravljanje regulacijskim područjem ili regulacijskim blokom;automatska prilagodba algoritma i parametara regulacije u ovisnosti o iznosu greške sekundarneregulacije sustava; višestruki modovi rada RPJ; nadzor odziva RPJ na poslane im zahtjeve; proračun inadzor rezervi sustava; provođenje SRFSR nakon raspada sustava na otoke; izrada, uvoz i uređivanjeplanova proizvodnje i razmjene sustava te mnoge druge. Hijerarhijska shema podsustava, funkcija,modula novog sustava nadzora i upravljanja EES-om je prikazana na slici 1.SUSTAV NADZORA I UPRAVLJANJA EES-OMSustav upravljanja proizvodnjom (SUP) Sustav za planiranjeAutomatsko upravljanje Ekonomična rada EES-a proizvodnjom – AUP raspodjela (eng. MMS) (eng. AGC) proizvodnje – ERP (eng. ED) Sekundarna regulacija frekvencije i snage razmjene – SRFSR (eng. LFC)Slika 1. Podsustavi, moduli i funkcije novog sustava nadzora i upravljanja EES-om 2

Str. 204 Na slici 1 su prikazani samo oni podsustavi, funkcije i moduli koji se spominju u ovome članku.Sustav nadzora i upravljanja EES-om sadrži još mnoge podsustave koje su izvan opsega ovoga članka. Glavna zadaća AGC funkcije unutar SUP je upravljanje snagama proizvodnje RPJ u svrhuodržavanja frekvencije regulacijskog područja/bloka na nazivnoj frekvenciji od 50 Hz i/ili održavanjarazmjena djelatnih snaga sa susjednim regulacijskom područjima na ugovorenim vrijednostima. Unutarnovog SUP je AGC sustav povezan s drugim podsustavima i funkcijama sustava nadzora i upravljanjacjelokupnog EES-a, s kojima razmjenjuje podatke vezane za parametre i postavke algoritma, iznosemjerenja ulaznih signala iz različitih izvora, planove proizvodnje, razmjene i rezervi, rezultate proračunaSRFSR i ERP, stanja alarma, procijenjene vrijednosti stanja sustava te iznose regulacijskih zahtjeva. Prema Mrežnim pravilima hrvatskog EES-a, zadaće SRFSR u hrvatskom EES-u pri pogonu uinterkonekciji su: regulacija frekvencije sustava na zadanu vrijednost, ostvarivanje utvrđenog programarazmjene snaga sa susjednim regulacijskim područjima, oslobađanje rezerve primarne regulacije cijeleinterkonekcije (pri čemu se aktivira rezerva sekundarne regulacije u podsustavu u kojem je nastaoporemećaj) i korekcija sinkronog vremena [3]. Principi i pravila djelovanja SRFSR u ENTSO-Einterkonekciji definirani su u pogonskom priručniku “UCTE Operation Handbook”, u dijelu „Policy 1: Load-Frequency Control and Performance” [4]. Dodatno, zadaće SRFSR u hrvatskom EES-u u izoliranom radusu: regulacija frekvencije sustava na zadanu vrijednost, oslobađanje rezerve primarne regulacijehrvatskog EES-a i korekcija sinkronog vremena. Sve te zadaće, ali i neke dodatne obavlja novi SUP. Prema novome rješenju, SRFSR se unutar hrvatskog EES-a provodi kao dio AGC funkcije, kojasadrži sljedeće module:  modul za dohvaćanje i filtriranje mjerenih podataka,  modul za proračun pogreške sekundarne regulacije sustava,  modul za kompenzaciju pogreške sekundarne regulacije regulacijskog područja/bloka (modul SRFSR),  modul za izvođenje pojedinačnih naloga promjene proizvodnje regulacijske elektrane,  modul za ostvarenje i nadzor provođenja proizvodnje propisane voznim redom (opcionalno),  modul za konverziju proračunatih regulacijskih zahtjeva u upravljačke signale oblika promjene snage regulacijske elektrane,  modul za nadzor rezervi.2.1. Funkcija AGC U hrvatskom EES-u su za provođenje AGC-a u domeni HOPS-a predviđene sljedeće RPJ: HESenj, HE Orlovac, HE Zakučac, HE Dubrovnik, HE Vinodol i centar sliva rijeke Cetine (CSRCE). HE Senj,HE Vinodol, i HE Zakučac se trenutno koriste kao regulacijske elektrane, razmatra se uvođenje HEOrlovac i HE Dubrovnik u sustav sekundarne regulacije snage razmjene i frekvencije, a CSRCE ćetijekom 2013. godine nadomjestiti HE Zakučac i HE Orlovac te će ga se iz SUP promatrati kao jednavirtualna regulacijska elektrana. Proračuni u AGC funkciji i slanje upravljačkih signala prema RPJ se u hrvatskom EES-u izvode ustvarnom vremenu a korak AGC funkcije iznosi 4 sekunde. Međutim, ulazna se mjerenja (mjerenjafrekvencije, snage proizvodnje regulacijskih elektrana, snage razmjene za interkonekcijske vodoveregulacijskog područja/bloka), ako je moguće, dobivaju češće kako bi se izbjegao rad sa zastarjelim ilizakašnjelim podacima. Dodatno, sva se ulazna mjerenja mogu filtrirati prije upotrebe u SUP. Filtriranje seobavlja korištenjem diskretnog eksponencijalnog filtra. Upravljački signali koji se šalju prema RPJ iz AGC su oblika promjene postavne vrijednosti u MW.Unutar RPJ koje sudjeluju u sekundarnoj regulaciji se njihova željena proizvodnja (zbroj trenutneproizvodnje RPJ i zahtjeva za promjenom koji je poslan iz AGC) nadalje raspodjeljuje na agregate koji suuključeni u sekundarnu regulaciju. Ta se raspodjela odvija prema algoritmu koji se nalazi u pojedinojelektrani, a koji nije u nadležnosti AGC. Funkcija AGC iz voznog reda sekundarne regulacije dobiva informacije o gornjim, donjim ibaznim snagama regulacijskih proizvodnih jedinica. Gornje, donje i bazne snage svake RPJ jedinicaovise o broju i karakteristikama agregata koji su u njima u svakom vremenskom periodu voznog redauključeni u sekundarnu regulaciju. Iznos regulacijske pogreške područja (ACE signal) je kvantitativna mjera odstupanja SRFSR uregulacijskom području/bloku od njezinog željenog vladanja. ACE ima iznos u MW i predstavlja vrijednostsnage za koju je, djelovanjem sekundarne regulacije, potrebno promijeniti proizvodnju u regulacijskompodručju/bloku, kako bi se frekvencija i/ili snaga razmjene vratile na ugovorene vrijednosti. Predznak ACE 3

Str. 205signala suprotan je predznaku potrebne promjene snage. U SUP ACE može u sebi uključivati odstupanjefrekvencije, snage razmjene i vremena od njihovih referentnih vrijednosti. AGC funkcija u SUP podržava više načina izračuna ACE signala od kojih se u hrvatskom EES-upri radu u interkonekciji koriste načini: čista regulacija snage razmjene i regulacija frekvencija/snagarazmjene. Međutim, u otočnom radu hrvatskog EES-a se koristi čista regulacija frekvencije. Odstupanjeelektroprivrednog vremena korigira se na razini cijele interkonekcije tako da se u svim regulacijskimpodručjima/blokovima ENTSO-E interkonekcije mijenja postavna vrijednost frekvencije u 24-satnomperiodu na vrijednost 10 mHz veću ili manju od nazivne frekvencije, ovisno o potrebnom smjeru korekcije. ACE signal se, prije samog uvođenja u algoritam regulacije, filtrira kroz niskopropusni nelinearnidiskretni filtar kako bi se prigušile njegove kratkotrajne i brze promjene. Nakon filtriranja se u algoritmuproračunava ukupna željena promjena snage proizvodnje svih AGC-jedinica koje sudjeluju u SRFSR uregulacijskom području/bloku. Pri tome se koristi modificirani PI algoritam regulacije. AGC funkcija proračunava zahtjeve za promjenama snaga za RPJ iz sljedećih informacija: iznosACE, modovi rada, trenutne i bazne snage, koeficijenti udjela te tehnički, regulacijski i ekonomični limitiRPJ. Princip proračuna prikazan je na slici 2. Regulacijska Modovi Ograničenja konstanta rada Koeficijenti Postavne Bazne udjela vrijednosti snage{Ulazna Proračun Filtriranje, Regulacijske regulacijskog ACE regulacija, proizvodnemjerenja odstupanja raspodjela i prilagodba jedinice ... ... Mjerenja ... ... trenutnih snaga proizvodnje Slika 2. Princip proračuna upravljačkih zahtjeva Modovi rada RPJ koji se koriste u SUP u hrvatskom ESS-u su:  Nedostupni - RPJ u kvaru;  Dostupni - RPJ odspojena s mreže, ali raspoloživa za pokretanje;  Lokalni - sa RPJ lokalno upravlja operater u elektrani ili centru sliva;  Bazni - proizvodnja RPJ se postavlja se na ručno unesenu snagu;  Bazno regulacijski - RPJ djelomično (unutar definiranog opsega oko ručno unesene snage) sudjeluje u kompenzaciji pogreške sekundarne regulacije;  Automatski - RPJ cjelokupnim regulacijskim opsegom sudjeluje u kompenzaciji pogreške sekundarne regulacije poštujući ekonomičnu raspodjelu snaga proizvodnje;  Vozni - proizvodnja RPJ se postavlja na baznu snagu iz regulacijskog voznog reda;  Vozno regulacijski – RPJ djelomično (unutar definiranog opsega oko bazne snage iz regulacijskog voznog reda) sudjeluje u kompenzaciji pogreške SRFSR. Za proračun zahtjeva RPJ se koriste regulacijski i ekonomični koeficijenti udjela. Nadležni korisnikodabire hoće li se koristiti ručno uneseni regulacijski koeficijenti ili njihove automatski proračunanevrijednosti. Ekonomične koeficijente udjela proračunava ED funkcija i ne mogu se unositi ručno. Proračun i nadzor rezervi sustava obavlja se kao mjerilo sigurnosti rada SUP. Proračunavaju seiznosi primarne, sekundarne i tercijarne rezerve sustava uzimajući u obzir samo RPJ. Proračunani seiznosi uspoređuju s iznosima iz plana te se dispečera obavještava o eventualnom manjku pojedinog tiparezerve. Iznosi prosječnih satnih vrijednosti rezervi te stanja alarma o njihovim nedovoljnim iznosima seprenose u sustav za planiranje rada EES-a (eng. Market Management System; MMS), koji je također diosustava upravljanja i nadzora EES-om. Razmjena planova s MMS sustavom se odvija automatski. Ručneizmjene u planovima i provjera njihove izvodivosti se obavljaju u vanjskim podsustavima i aplikacijama. Unjima se ručno pokrene slanje izmijenjenog i provjerenog plana u SUP. 4

Str. 2062.2.1. Specifičnosti AGC funkcije AGC funkcija se automatski pauzira zbog sljedećih uvjeta: ako nakon određenog brojauzastopnih koraka nije dobila neka od ulaznih mjerenja nužnih za proračun zahtjeva za RPJ, ako uregulacijskom području/bloku nema niti jedne RPJ pod upravljanjem AGC funkcije ili ako su iznosipojedinih proračunanih signala van limita. Dok je AGC funkcija pauzirana ne šalju se zahtjevi prema RPJ.Ako se uzrok pauziranja AGC funkcije ukloni unutar definiranog vremenskog perioda (sam od sebe,ručnom akcijom korisnika ili djelovanjem nekog drugog sustava), AGC funkcija se automatski vraća unormalni rad. Logika blokiranja upravljanja onemogućuje slanje zahtjeva za promjenom proizvodnje premaRPJ, ako bi on postavio proizvodnju jedinice izvan njezinih propisanih opsega ili unutar njezinihzabranjenih zona. U sklopu ove logike se također onemogućuje slanje signala AGC-jedinicama kada jeAGC funkcija isključena. Logika dozvoljenog upravljanja onemogućuje promjenu proizvodnje RPJ koja bi dodatnopogoršala iznos ACE signala, ako je on iznad određene granice. Time se poboljšava funkcionalnost AGCfunkcije u slučajevima kada se opterećenje prebacuje s jedne AGC-jedinice na drugu, ako obje RPJnemaju jednaku brzinu promjene proizvodnje. Unutar AGC funkcije se mijenjanje postavnih snaga RPJ usklađuje s ručno postavljenimograničenjem brzine promjene proizvodnje te se po potrebi usporavaju prebrze promjene. AGC funkcija prati izvršavaju li se zahtjevi poslani prema RPJ tako što sadrži pojednostavljenimodel svake jedinice. Uspoređuje se odziv stvarne jedinice i njezinog modela te se u slučaju prevelikogodstupanja tih dvaju odziva RPJ isključuje iz upravljanja (prebacuje u lokalni mod rada). U slučaju malog iznosa ACE signala (iznos je podesiv) se za ispravljanje greške SRFSR koristisamo jedna RPJ u automatskom modu rada i to ona RPJ s najvećim regulacijski koeficijentom u smjeruregulacije. Na ovaj se način osigurava brže i točnije ispravljanje greške sekundarne regulacije, jer inačemale promjene zahtjeva mogu biti ignorirane mrtvim zonama elektranskih kontrolera. Kako bi se udovoljilo ENTSO-E normama o kvaliteti SRFSR, AGC funkcija proračunava srednjevrijednosti za 15-minutne periode za sljedeće signale: ACE, odstupanje frekvencije i odstupanje snagerazmjene. Ti se podaci arhiviraju te služe za kasniju analizu, npr. usporedbu s krivuljom trube kojuENTSO-E propisuje pri većim poremećajima u interkonekciji [4] te za izradu izvještaja. Raspad sustava na energetske otoke detektira se u estimatoru stanja sustava, koji je dio SUP.Pri raspadu hrvatskog EES-a na otoke, automatska se SRFSR može provoditi samo u onim otocima ukojima je prisutno barem jedno ispravno mjerenje frekvencije i u kojima se nalazi barem jedna RPJ (uzuvjet da je na mreži i da AGC funkcija njome upravlja). U ostalim otocima u kojima se nalazi barem jednaRPJ, ali u kojima ne postoji mjerenje frekvencije, sekundarna se regulacija može provoditi jedino ručno,jer se AGC funkcija u tim otocima iz sigurnosnih razloga automatski zaustavi. Ako SUP detektira da sehrvatski EES raspao na jedan ili više električnih otoka, onda ona u svakom otoku u kojem postoji baremjedna RPJ i barem jedno mjerenje frekvencije automatski postavlja čisto frekvencijski način proračunaACE signala. Nakon toga dispečer može u proračun ACE signala u samo jednom od otoka uključiti iodstupanje snaga razmjene radi održanja ugovorenih iznosa razmjene (totala), ali u svim ostalim otocimamora ostati čisti frekvencijski način proračuna.2.2. Funkcija ERP Pomoćne usluge sustava, među kojima je i SRFSR, također treba promatrati u ekonomskim(tržišnim) okvirima, neovisno o tipu RPJ koje sudjeluje u njihovom pružanju. Kod primjene ED funkcijakroz SUP u hrvatskom EES-u nije riječ o klasičnom ekonomičnom dispečingu koji se koristi zaoptimizaciju ukupne potrošnje goriva u TE istog vlasnika, ali je algoritam proračuna isti. Cilj ERP u SUP jeminimizacija troška operatora sustava koji on plaća RPJ za sudjelovanje u SRFSR. Generalno bi operatorsustava trebao plaćati RPJ dvije komponente cijene: prva bi bila vezana za dostupnost RPJ za pružanjeSRFSR (cijena bi ovisila o regulacijskom opsegu i mogućoj brzini promjene snage RPJ), a druga bi seplaćala RPJ nakon obračuna pružanja uloge SRFSR (cijena bi ovisila o stvarnom sudjelovanju RPJ uSRFSR). RPJ bi na tržištu nudila svoj regulacijski opseg i brzinu promjene snage uz određenu cijenudostupnosti toga opsega za SRFSR. Operator sustava bi zatim odabrao najjeftinije ponuđače, uzzadovoljenje zahtjeva za ukupnom sekundarnom regulacijskom rezervom sustava i brzinom njezinauključenja. Definiranje poslovnog procesa nabave i angažiranja pomoćnih usluga za hrvatski EES je u tijekute je navedeno u prethodnom paragrafu općenit prikaz jednog od rješenja načina vrednovanja pomoćneusluge SRFSR. 5

Str. 207 ERP funkcija proračunava ekonomične bazne snage i ekonomične koeficijente udjela zaekonomične proizvodne jedinice (EPJ), a to bi u hrvatskom EES-u bile one RPJ koje su u automatskommodu rada. ERP funkcija iz MMS sustava dobiva tržišne krivulje cijena nabave usluge SRFSR za svakuEPJ. Proračuni se u ERP funkciji izvršavaju periodički ili u sljedećim slučajevima: inicijalizacija ERPfunkcije, ručni zahtjev za izvršenjem proračuna, ekonomična snaga EPJ nije unutar njezinih ekonomičnihgranica, došlo je do značajne promjene u razmjeni s nekim od susjednih regulacijskih područja, nastala jeznačajna razlika između ukupne proizvodnje svih EPJ i sume ekonomičnih baznih snaga, promijenio semod rada jedne ili više RPJ u/iz automatskog moda, promijenila se brzina promjene snage proizvodnjeneke EPJ, promijenila se neka od krivulja cijena nabave usluge sekundarne regulacije. Pri proračunu ekonomičnih koeficijenata se pretpostavlja 1% povećanje/smanjenje ukupneproizvodnje EPJ od sume njihovih baznih snaga. U proračunu se koristi klasični ED algoritam jednakelambde, a uvjet njegove primjene je da su krivulje cijena nabave usluge SRFSR monotono rastuće. EDfunkcija prihvaća unos tih krivulja pomoću točaka loma, kojih može biti maksimalno 9. Vrijednosti nakrivulji između zadanih točaka aproksimiraju se pravcima.3. PARAMETRIRANJE SUSTAVA Većina parametara SUP se unosi kroz inženjering podataka. Međutim, određene parametremoguće je mijenjati naknadno, a njih mogu mijenjati korisnici dispečer i sistem inženjer. Korisnik dispečer ima dozvolu za mijenjanjem parametara koji su vezani za smo provođenjeregulacije. To su parametri vezani za: pokretanje/zaustavljanje AGC funkcije, promjena moda rada RPJ,granice alarma, ručni unosi baznih snaga i koeficijenata udjela, odabir aktivnog izvora za mjerenja kojadolaze iz višestrukih izvora, promjena tehničkih, regulacijskih i ekonomičnih limita RPJ,uključenje/isključenje interkonekcijskog voda ili mjerenja frekvencije u/iz regulacije, promjena načinaproračuna ACE signala, odabir geografskog opsega regulacije (regulacijsko područje ili regulacijski blok),promjene regulacijskih konstanti područja i bloka, način proračuna frekvencije sustava, unos ručnihzahtjeva za rezervama, uključenje/isključenje RPJ u/iz proračuna rezervi, ručno pokretanje uvoza planovai druge. Korisnik sistem inženjer ima dozvolu za mijenjanjem svih parametara koje može mijenjati korisnikdispečer, ali i dodatnih parametara vezanih za: vremena i granice za pauziranje/pokretanje/zaustavljanjeAGC funkcije, zone proračuna ACE signala, modele RPJ, detekciju nepraćenja zahtjeva, filtriranje ulaznihmjerenja, granice dozvoljenih odstupanja višestrukih izvora mjerenja, mrtve zone AGC algoritma,tehničke limite agregata u RPJ te postavke ED algoritma.4. PRILAGODBA EKRANSKIH PRIKAZA KORISNICIMA Ekranski prikazi su uglavnom prilagođeni dispečeru. Zadržale su se sve funkcionalnosti starogsustava automatske sekundarne regulacije (ASR) [5], a dodatno su na novim ekranskim prikazimaprikazane i brojne nove funkcionalnosti koje služe dispečeru za nadzor ili upravljanje sustavom. Ekranski prikazi se sastoje od numeričkih, grafičkih i simboličkih prikaza dispečeru važnihveličina, tablica, trendova te prečaca na druge ekrane i podekrane. Određeni ekranski prikazi seprilagođavaju ovisno o tome provodi li se SRFSR u regulacijskom području ili regulacijskom bloku. Svi trendovi prikazani na AGC ekranima imaju dodatne mogućnosti koje su vezane za načinprikaza, veličine fontova, skaliranje, zumiranje, točno očitanje, zamrzavanje prikaza, ispisivanje,dodavanje novih objekata i druge. Podaci koje dispečer može mijenjati označeni su drugačije od onih kojisu nepromjenjivi. Određeni dispečeru prilagođeni ekrani imaju i podekrane, a neki podekrani i još jednu nižu razinuprikaza unutar sebe. SUP ekranski prikaz sadrži sljedeće podekrane:  Sadržaj – prikazuje popis svih ekrana, kao i prečace za brzi pristup njima;  Glavni – daje osnovni pregled stanja pojedinih komponenti sustava SRFSR;  ACE – prikazuje podatke vezane za iznos i način proračuna ACE signala, a sastoji se od 2 podekrana: „Trend“ i „Proračun“;  Elektrane – prikazuje podatke vezane za RPJ, a sastoji se od 3 podekrana: „Pregled“, „Tablice“ i „Komunikacija“;  Razmjena – prikazuje podatke vezane za razmjenu snage u sustavu, a sastoji se od 3 podekrana: „Dalekovodi“, „Trendovi“ i „Tablice“; 6

Str. 208  Frekvencija – prikazuje podatke vezane uz proračun frekvencije u sustavu, a sastoji se od 2 podekrana: „Izvori“ i „Postavke“;  Nadzor – prikazuje podatke o iznosima rezervi u sustavu, komunikaciji s vanjskim sustavima i o otočnom radu, a sastoji se od 4 podekrana: „Rezerve“, „MMS“, „Stanje sustava“ i „Otoci“;  Alarmi – prikazuje podatke vezane za AGC alarme;  ED – prikazuje podatke vezane za ERP, a sastoji se od 2 podekrana: „Proračun“ i „Limiti i cijene“. Primjeri dispečerskih ekranskih prikaza dani su na slikama 3 i 4. Slika 3. Glavni ekran SUP Slika 4. Podekran Dalekovodi SUP ekrana Razmjena – tablice regulacijskog područja Postoje i dodatni ekranski prikazi za sistem inženjera, koji sadrže napredne parametre SUP. Interkonekcijske vodove čija se snaga razmjene uzima u obzir pri izračunu greške SRFSRodređuje dispečer u nadležnom dispečerskom centru kroz operatersko sučelje, tj. odabire ih između svihraspoloživih graničnih vodova. SUP također ima mogućnost definiranja više izvora za svako od mjerenja 7

Str. 209snage razmjene graničnog voda, stoga korisnik može preko pripadajućeg ekranskog prikaza odabrati kojiće se izvor mjerenja uzimati za pojedino mjerenje snage. Pri tome se prvenstveno koriste mjerenja nastrani voda koja je unutar hrvatskog EES, ako je takvo mjerenje dostupno. Mjerenja frekvencije koja ulaze u algoritam sekundarne regulacije također određuje dispečer tj.odabire ih između raspoloživih mjerenja frekvencije za SRFSR. Rezultantna frekvencija se proračunava izodabranih mjerenja na jedan od sljedećih načina: prema prioritetima ili proračunom srednje vrijednosti. Svi događaji u SUP se obrađuju na SCADA/AGC/EMS serverima, a oni za koje je tako definiranose dodatno prikazuju na listi alarma, kronološkoj listi događaja i listi održavanja. Procesni elementi (indikacije i mjerenja) prikazuju se na ekranima pomoću simbola definiranih ubazi te se dodatno bojaju bojama koje označuju kvalitetu samog podatka prema sljedećoj legendi:  zelena boja – mjerenje je osvježeno,  svijetloplava boja – podatak nije ispravan ili mjerenje nije osvježeno,  ljubičasta boja – podatak je ručno unesen,  žuta boja – mjerenje je blisko limitu alarmiranja,  crvena boja – mjerenje je preko limita alarmiranja,  svijetlosmeđa boja – proračunani SUP podaci i svi ostali numerički podaci. Ručni unosi podataka zapisuju se u listu događaja zajedno s imenom korisnika koji je podatkeunio. Ručni unosi mjerenja koja se koriste u AGC funkciji dispečeru nisu dozvoljeni. Ručno unesenevrijednosti se obrađuju na isti način kao i one dobivene iz procesa ili upravljačkog sustava. Izdavanje komandi se u SUP koristi samo za uspostavu ili prekid komunikacije prema RPJ.5. REVITALIZACIJA SUSTAVA SEKUNDARNE REGULACIJE FREKVENCIJE I SNAGE RAZMJENE U REGULACIJSKIM PROIZVODNIM JEDINICAMA RPJ su sa SUP sustavom spojene putem IEC60870-5-104 protokola. Shema spajanja prikazanaje na slici 5. Na slici su dijelovi sustava SRFSR koji su trenutno uvedeni u hrvatskom EES-u prikazanipunim linijama, o oni koji još nisu uvedeni su prikazani isprekidanim linijama. Također su na slici prikazanitipovi elektranskih kontrolera koji su već ili će u RPJ biti prisutni nakon završetka projekata uvođenja ilirevitalizacija sustava SRFSR (od kojih su neki još u tijeku).5.1. HE Senj U HE Senj postoji 1 kontroler za SRFSR, u koju može biti uključen svaki od tri agregata HE Senjmože. U HE Senj je nedavno dograđen kontroler nadređenog vođenja s bazom podataka i algoritmima zafunkcije SRFSR u elektrani [6]. Na najnižoj se organizacijskoj razini u HE Senj nalaze turbinski regulatori koji su kroz procesniLAN spojeni s procesnim stanicama agregata na višoj organizacijskoj razini. Na višoj se razini takođernalaze i operatorske stanice i procesna stanica nadređenog vođenja i sekundarne regulacije. Regulacija na postavnu vrijednost u procesnoj stanici nadređenog vođenja HE Senj ne postoji, tj.ona nema regulacijsku funkciju s povratnom vezom, koja je naime izvedena na razini SUP. Komunikacijaprocesne stanice nadređenog vođenja sa SUP se odvija po protokolu IEC60870-5-104. U slučaju prekida u komunikaciji HE Senj sa SUP, regulacijski zahtjev automatski poprimavrijednost jednaku nuli te agregati ostaju na vrijednostima djelatne snage na kojima su biti prije prekidakomunikacije uz istovremeno alarmiranje operatera u elektrani o prekidu komunikacije.5.2. HE Zakučac U HE Zakučac postoji 1 kontroler za SRFSR, u koju može biti uključen svaki od 4 agregata HEZakučac. U HE Zakučac do nedavno nije postojao lokalni procesni sustav nadzora i upravljanjaagregatima i ostalim postrojenjima, a turbinski regulatori su bili izvedeni u analognoj izvedbi. Međutim, utijeku je obnova sustava SRFSR u HE Zakučac u sklopu koje se uvode procesne stanice agregata ioperatorske stanice. Automatski sustav SRFSR u HE Zakučac će u konačnici biti izveden na sličan načinkao u HE Senj, tj. pomoću procesne stanice nadređenog vođenja i sekundarne regulacije, procesnihstanica agregata i operatorskih stanica. Instalirana oprema imat će jednake mogućnosti i algoritme kao ioprema u HE Senj. Komunikacija procesne stanice nadređenog vođenja sa SUP i CSRCE se odvija po protokoluIEC60870-5-104. 8

Str. 210 NDC RDC SUP SUP OPS VPN IEC60870-5-104CSRCE PROZA-NET IEC60870-5-104 LFC LFC LFC Redundantni LFCkontroler kontroler kontroler LFC kontroler kontroleri AG1 AG1 AG1 AG1 AG1 AG2 AG2 AG2 AG2 AG3 AG3 AG3 AG3AG4 HE Orlovac HE Senj HE Vinodol HE DubrovnikHE ZakučacSlika 5. Način spajanja regulacijskih proizvodnih jedinica u hrvatskom EES-u sa SUP5.3. HE Vinodol U HE Vinodol postoje 2 redundantna kontrolera za sekundarnu regulaciju, od kojih je jedan uvijekvodeći a drugi prateći, što se dojavljuje nadređenom SUP na aplikacijskom nivou. Promjena iz vodećeg uprateći kontroler se obavlja ručno ili automatski u HE Vinodol. Svaki od tri agregata HE Vinodol može bitiuključen u sekundarnu regulaciju. U HE Vinodol su nedavno završeni radovi na obnovi procesnih stanica agregata te uvođenjuprocesne stanice nadređenog vođenja i sekundarne regulacije. Komunikacija između HE Vinodol i SUPse odvija po IEC 60870-5-104 protokolu.5.4. HE Orlovac U HE Orlovac je instalirana oprema i algoritmi za provođenje SRFSR na istim principima kao i uHE Senj, međutim, elektrana još nije uključenja u SUP. U HE Orlovac postoji 1 kontroler za SRFSR, ukoju će u konačnici moći biti uključen svaki od 3 agregata HE Orlovac. U HE Orlovac su prilikom posljednje nadogradnje dograđeni sljedeći sustavi: procesna stanicanadređenog vođenja i sekundarne regulacije, funkcija premosnika i komunikacija protokolom IEC60870-5-104 za komunikaciju sa SUP i CSRCE. 9

Str. 2115.5. HE Dubrovnik U HE Dubrovnik je instalirana oprema i algoritmi za provođenje SRFSR na istim principima kao iu HE Senj, međutim, elektrana još nije uključenja u SUP. U HE Dubrovnik postoji 1 kontroler za SRFSR.5.6. CSRCE CSRCE će u budućnosti sudjelovati u provođenju SRFSR za HE Zakučac i HE Orlovac [7].Prema tome će se rješenju proizvodnjom HE Zakučac i HE Orlovac nadzirati i upravljati iz CSRCE, a izahtjevi SRFSR za HE Zakučac i HE Orlovac će se proračunavati i slati iz CSRCE, a ne više iz SUP uNDC-u ili RDC-u. Iz SUP će se u CSRCE slati ukupan zahtjev SRFSR cijelog sliva Cetine, koji će se uCSRCE optimalno raspoređivat na HE Orlovac i HE Zakučac, ovisno o njihovoj uključenosti u SRFSR,snagama svih elektrana sliva, vodostajima u slivu i drugim parametrima. Komunikacije SUP – CSRCE iCSRCE – regulacijske elektrane će se obavljati korištenjem IEC 60870-5-104 protokola.6. RAZMJENA PODATAKA SA SUSTAVOM ZA PLANIRANJE RADA EES-a Od sustava za planiranje rada EES-a SUP preuzima sljedeće planove: satni plan rezervi(primarna, sekundarna i tercijarna), vozni red RPJ (regulacijski limiti i regulacijske bazne snage) te ukupniminutni plan razmjene sa susjednim regulacijskim područjima/blokovima. SUP predaje MMS sustavuprosječne satne iznose rezervi (primarna, sekundarne i tercijarna) te statuse alarma o nedovoljnimiznosim tih rezervi. Komunikacija s MMS sustavom izvedena je korištenjem XML datoteka, a podaci iz njih sespremaju u bazu podataka. XML datoteke imaju standardni ETSO Scheduling System (ESS) format.7. ZAKLJUČAK Nužnost zamjene opreme sekundarne regulacije frekvencije i snage razmjene (SRFSR; eng.Load frequency control – LFC) u hrvatskom EES-u je bila neupitna ne samo zbog starosti i tehnološkezastarjelosti opreme nego i zbog funkcijske i programske zatvorenosti koje nisu omogućavali daljnjaproširenja sustava te su uzrokovali poteškoće u njegovom održavanju. Instalacijom novog sustavapostignuto je poboljšanje kvalitete, funkcionalnosti i pouzdanosti provođenja sekundarne regulacije.Modernizacija i proširenje sustava su doveli do usklađenja i obnove opreme na svim razinamaprovođenja SRFSR (od NDC-a do regulacijskih elektrana), povećanja opsega i brzine komunikacije,povećanja pouzdanosti, raspoloživosti i sigurnosti, udovoljenja tržišnim zahtjevima sustava i ENTSO-Epravilima te do njegove integracije u opsežni sustav nadzora i upravljanja cjelokupnog EES-a,prvenstveno SCADA/EMS/AGC sustava.8. LITERATURA[1] S. Maligec, A. Černicki-Mijić, V. Zadravec, A. Previšić, „Implementacija SCADA sustava u HEP OPS-u – Tijek puštanja u pogon“, 10. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Opatija, studeni 2012.[2] N. Baranović, A. Šaškor, A. Černicki-Mijić, I. Janeš, A. Martinić, „Funkcije vođenja EES-a“, 8. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Cavtat, studeni 2008.[3] Ministarstvo gospodarstva, rada i poduzetništva, „Mrežna pravila elektroenergetskog sustava“, Narodne novine, br. 36, 31. ožujka 2006.[4] ENTSO-E, „Operational handbook, P1 – Policy 1: Load-frequency control and performance“, www.entsoe.eu, 2009.[5] V. Zadravec, „Tehnički opis digitalnog regulatora za sekundarnu regulaciju frekvencije i snaga razmjene u EES HEP“, Eurus, Zagreb, 1993.[6] B. Horvat, A. Černicki-Mijić, „Obnovljeno uključenje HE Senj u sustav sekundarne regulacije frekvencije i snage razmjene hrvatskog EES uporabom novih tehnologija“, 7. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, studeni 2005.[7] K. Vrdoljak, B. Horvat, A Černicki-Mijić, H. Vukasović, „Hijerarhija provođenja sekundarne regulacije frekvencije i djelatne snage razmjene u hrvatskom EES-u“, 10. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, studeni 2011. 10

Str. 212HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA C5-02ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ11. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 10. – 13. studenoga 2013.Siniša Piplica Marin PlečkoHOPS – Hrvatski Operator HOPS – Hrvatski OperatorPrijenosnog Sustava d.o.o. Prijenosnog Sustava [email protected] [email protected] Horvat Sedlić Boris MarkotaHOPS – Hrvatski Operator HOPS – Hrvatski OperatorPrijenosnog Sustava d.o.o. Prijenosnog Sustava [email protected] [email protected] TRŽIŠNI MODELI POMOĆNIH USLUGA NA PODRUČJU SREDNJE EUROPE SAŽETAK Bez učinkovitog tržišta pomoćnih usluga sustava i električne energije uravnoteženja nije mogućeu potpunosti provesti deregulaciju energetskog sektora i uspostaviti jedinstveno liberalizirano tržišteelektrične energije. Ovaj rad pobliže opisuje trenutni oblik tržišta pomoćnih usluga na regulacijskompodručju u nadležnosti četiriju njemačkih operatora prijenosnog sustava (50Hz, TENNET, AMPRION iEnBW), regulacijskom području u nadležnosti austrijskog operatora prijenosnog sustava (APG) kao iregulacijskom području švicarskog operatora prijenosnog sustava (SWISSGRID). Navedeni su i utjecajikoje takvo tržište ima na nadležne operatore prijenosnog sustava, proizvođače, opskrbljivače, trgovceelektričnom energijom i u konačnici na krajnje kupce električne energije; te zahtjevi operatora sustavaprema pružateljima pomoćnih usluga sustava i subjektima odgovornim za uravnoteženje. Opisan je ipotencijalni razvoj tržišta pomoćnih usluga sustava i električne energije uravnoteženja u hrvatskomregulacijskom području, te svojevrsna usporedba hrvatskog modela tržišta pomoćnih usluga sa tržištimasrednje Europe. Ključne riječi: pomoćne usluge, uravnoteženje, tržište, srednja Europa MARKET MODELS OF ANCILLARY SERVICES IN CENTRAL EUROPE SUMMARY Complete deregulation and liberalization of electricity market and whole energy sector is notpossible without efficient ancillary services and balancing energy market. Ancillary services marketmodels can be described as an institutional arrangements which establish ancillary services market inderegulated electricity market conditions. This paper describes in detail the current form of marketancillary services in the control area under the jurisdiction of the four German transmission systemoperators (50Hz, TENNET, Amprion and EnBW) and control area under the jurisdiction of the Austriantransmission system operator (APG) and the control area in the Swiss transmission system operators(SWISSGRID ). Here are also described influences that such a market has the relevant power systemoperators, electricity producers, electricity suppliers, electricity traders and the end consumers ofelectricity; and the requirements of power system operators to ancillary services providers and balanceresponsible parties. Potential development of ancillary services and balancing energy market in Croatiancontrol area is also described in comparison with ancillary services markets in Central Europe. Key words: ancillary services, balancing energy, market, central Europe 1

Str. 2131. UVOD Modeli tržišta pomoćnih usluga sustava mogu se opisati kao institucionalni dogovori kojiutemeljuju upravljanje pomoćnim uslugama sustava na dereguliranom tržištu električne energije. Tržištepomoćnih usluga sustava kao dio dereguliranog tržišta električne energije temelji se na tri osnovnačimbenika: odgovornosti za odstupanje, uredbe o pružanju usluga uravnoteženja i obračunu naknada zauravnoteženje. Krajnji cilj deregulacije cjelokupnog energetskog sektora je povećati ekonomskuefikasnost elektroenergetskog sustava, osigurati sigurnu opskrbu krajnjih kupaca električne energije uzoptimalno korištenje postojećih proizvodnih kapaciteta, integraciju obnovljivih izvora i poboljšanjeenergetske učinkovitosti. Potpuna deregulacija tržišta električne energije u kombinaciji s pojačanimzahtjevima za integracijom obnovljivih izvora električne energije u elektroenergetski sustav, generirabrojne rizike za sve sudionike na tržištu i postavlja svojevrstan izazov za operatora prijenosnog sustava.Operator prijenosnog sustava je pri tom odgovoran za fizikalno uravnoteženje sustava i sigurnost opskrbeelektričnom energijom krajnjih kupaca električne energije, a pomoćne usluge sustava koje pritom koristi jedužan nabavljati na jedan od tržišno zasnovanih načina. Financijske odgovornost za uravnoteženjesustava i ekonomsku efikasnost pogona seli se na ostale tržišne sudionike.2. NJEMAČKI MODEL TRŽIŠTA POMOĆNIH USLUGA SUSTAVA I ELEKTRIČNE ENERGIJE URAVNOTEŽENJA Njemački elektroenergetski sustav (EES) podijeljen je u 4 prijenosna područja. Operatoriprijenosnih sustava nadležni za navedena prijenosna područja su: 50Hertz, Amprion, Tennet i TransnetBW (u daljnjem tekstu operatori), Slika 1 [1]. Njemačka mrežna pravila pod pomoćnim uslugamapodrazumijevaju regulaciju frekvencije i radne snage, regulaciju napona i jalove snage, ponovnuuspostavu sustava i vođenje sustava, dok se nabava električne energije za pokrivanje gubitaka ne smatrapomoćnom uslugom već zadaćom operatora. Za regulaciju frekvencije i radne snage koriste se tri vrsteregulacijske rezerve: primarna, sekundarna i tercijarna (njem. minutenreserve). Područje energijeuravnoteženja regulirano je Zakonom o energiji, mrežnim pravilima, podzakonskim aktima, odlukamanadležnog regulatornog tijela (Savezne agencija za mrežu, njem. Bundesnetzagentur) nacionalneregulatorne agencija, agencije za mrežu ), uputama operatora... [2] [3] Slika 1 Geografska raspodjela regulacijskih područja i nadležnih operatora [1] Dok nadležno regulatorno tijelo nije propisalo da se energija uravnoteženja nabavlja putemnatječaja na jedinstvenom tržištu regulacijske energije, svako prijenosno područje bilo je zasebnoregulacijsko područje. U svrhu objedinjena nabave regulacijske energije operatori su u ovu svrhu stvorilizajednički web portal (www.regelleistung.net) [4]. 1. prosinca 2006. godine započelo je objavljivanjednevnih natječaja za tercijarnu regulacijsku rezervu, 1. prosinca 2007. godine zajedničkih mjesečnihnatječaja za primarnu i sekundarnu regulacijsku rezervu, a od 27. lipnja 2011. tjedno se objavljujuzajednički natječaji za primarnu i sekundarnu regulacijsku rezervu.[5] Zahtjevi za regulacijskom rezervomu njemačkom regulacijskom području prikazani su u Tabeli 1. [6] 2

Str. 214 Primarna Sekundarna regulacijska Tercijarna (minutna) regulacijska rezerva [MW] regulacijska rezerva [MW] rezerva [MW] poz/neg poz neg poz negEnBW TNG 71 720 390E. ON Netz 169-170 500 500RWE TSO 284 1060-1250 870-1000 2668-3440 1559-2090VE-T 136 580 580Tabela 1 Zahtjevi za regulacijskom rezervom u njemačkom regulacijskom području [6] U svrhu smanjenja količina potrebnih regulacijskih rezervi, postizanja nižih nabavnih cijena natržištu i manjih izdataka za regulacijsku rezervu, od svibnja 2010. sva četiri operatora su udruženi uMrežno regulacijsko udruženje (njem. Netzregelverbund), uvođenjem četiriju optimizacijskih modula: ‐ Modul 1 Aktiviranje agregata: u slučaju različitih predznaka regulacijske pogreške u dva ili više kontrolnih područja regulacijska rezerva se ne aktivira ‐ Modul 2 Zajedničko određivanje količine potrebnih regulacijskih rezervi ‐ Modul 3 Zajednička nabava regulacijskih rezervi ‐ Modul 4 Optimiranje aktiviranja agregata prema formiranoj listi agregata u sekundarnoj regulaciji: na temeljnu nabavnih cijena iz Modula 3, neovisno o tome u kojem kontrolnom području se ti agregati nalaze [5] Njemačka regulatorna agencija ostaje otvorena za daljnje proširenje broja operatora koji sudjelujuu zajedničkoj nabavi, uključujući operatore iz drugih država. Od 13.02.2012. Swissgrid učestvuje uzajedničkoj nabavi primarne energije, u nabavi mogu sudjelovati ponuditelji iz Švicarske i Njemačke.Njemački model je poslužio kao temelj Grupacije za međunarodnu suradnju upravljanja mrežom (engl.IGCC – International Grid Control Cooperation) koja primjenjuje Modul 1 za upravljanje dijelomsekundarne regulacije u Njemačkoj, Danskoj, Nizozemskoj, Švicarskoj, Češkoj i Belgiji. Od 28.12.2012zakonski je regulirana primjena tereta s mogućnošću privremenog isključenja (abschaltbare Lasten) [5].Tereti s mogućnošću privremenog isključenja su potrošači velike snage priključeni na visokom naponukoji preuzimaju približno konstantnu snagu sa mreže, te zbog njihove specifičnosti mogu na zahtjev,kratkotrajno spustiti snagu koju uzimaju iz mreže. Koriste se za održavanje ili poboljšanje sigurnostisustava. Natječaji za ovu uslugu su također objedinjeni za sva četiri operatera.2.1. Provedba natječaja Natječaji se provode u cijelosti na web sučelju www.regelleistung.net. Ponuditelj koji nudiprimarnu, sekundarna ili tercijarnu regulacijsku rezervu u svojoj ponudi među ostalim mora navestivremenski blok na koji se ponuda odnosi; cijenu rezervacije (€/MW); cijenu angažiranja (€/MWh) –zasekundarnu i tercijarnu regulacijsku rezervu, a na traženje operatora mora navesti i iz kojih se proizvodnihjedinica dobavlja usluga. Da bi se ponuditelj mogao javiti na neki od natječaja mora proći kvalifikacijskipostupak. Kvalifikacijski postupak se može pokrenuti bilo kada, a provodi se na zahtjev ponuditelja i trajeoko 2 mjeseca. Po okončanju kvalifikacijskog postupka ponuditelj sklapa okvirni ugovor s nadležnimoperatorom.[7] Ponuditelj koji se javlja na natječaj za terete s mogućnošću privremenog isključenja,između ostalog mora navesti i snagu tereta u MW (min 50MW, max 200MW), cijenu aktivacije(konstantna za vremenski period na koji se natječaj odnosi); kategoriju (odmah isključivi teret ili brzoisključivi teret); opciju trajanja isključenja po aktivaciji; maksimalno kumulativno vrijeme isključenostiunutar mjesec dana; termine neraspoloživosti sa navođenjem razloga. Ponuditelj mora kod formiranjaponude uzeti u obzir sva njemu poznata ograničenja koja proizlaze iz pogona njegove proizvodnejedinice, priključka i prijenosa električne energije od proizvodne jedinice do prijenosne mreže. Natječaji za primarnu regulacijsku energiju se provode tjedno uz minimalnu količinu nuđenja:±1MW – simetrično, ne postoji mogućnost nuđenja samo pozitivne ili samo negativne regulacijskeenergije. Vrednovanje ponuda obavlja se na sljedeći način: ‐ najniža cijena rezervacije regulacijske rezerve [€/MW], ‐ kod ponuda s jednakom cijenom rezervacije prednost ima ponuda koja je pristigla ranije, ‐ prioritet je sigurnost sustava i upravljanje zagušenjima. Natječaji za sekundarnu regulacijsku energiju se provode tjedno uz minimalnu količinunuđenja: 5MW. Na natječaju može sudjelovati kako proizvođač, tako i potrošač s mogućnošću pružanjaove regulacije. Vrednovanje ponuda ide sljedećim redom: ‐ prioritet je sigurnost sustava i upravljanje zagušenjima, 3

Str. 215 ‐ pokrivanje specifičnih potreba operatora, uključujući baznu snagu svakog operatora, ‐ najniža cijena rezervacije [€/MW], ‐ kod ponuda s jednakom cijenom rezervacije i prednost ima ponuda s nižom cijenom angažiranja, ‐ kod ponuda s jednakom cijenom rezervacije i jednakom cijenom angažiranja prednost ima ponuda koja je pristigla ranije. Natječaji za tercijarnu regulacijsku energiju odvijaju se svaki radni dan, a vikendima ipraznicima zadnji radni dan koji prethodi istima. Minimalna količina nuđenja: 5MW, dok je označavanjenuđene količine kao blok moguće samo do snage 25MW. Proizvodi koji se raspisuju su regulacijskarezerva na gore i na dolje, u 6 vremenskih serija po 4h. U uvjetima natječaja se navodi tražena strukturaponude [8]. Vrednovanje ponuda ide sljedećim redom: ‐ prioritet je sigurnost sustava i upravljanje zagušenjima, ‐ pokrivanje baznih snaga pojedinih operatora (samo uz odobrenje nadležnog regulatornog tijela), ‐ najniža cijena rezervacije [€/MW], ‐ kod ponuda s jednakom cijenom spremnosti prednost ima ponuda s nižom cijenom aktivacije, ‐ kod ponuda s jednakom cijenom rezervacije i jednakom cijenom aktivacije prednost ima ponuda koja je pristigla ranije. Za terete s mogućnošću privremenog isključenja na razini Njemačke, operatori raspisuju natječajza nabavu 1,5GW odmah isključivih tereta i 1,5GW brzo isključivih tereta. Ponuditelji svoje ponude dajuoperatoru u danu natječaja do 11:00. Ponuda mora sadržavati: ‐ snaga tereta u MW (min 50MW, max 200MW), ‐ cijena aktivacije (konstantna za vremenski period na koji se natječaj odnosi), ‐ kategorija: odmah isključivi teret ili brzo isključivi teret, ‐ opcija trajanja isključenja po aktivaciji, ‐ maksimalno kumulativno vrijeme isključenosti unutar mjesec dana, ‐ termini neraspoloživosti sa navođenjem razloga istihPonude se vrednuju po sljedećim kriterijima: ‐ posebno se promatraju odmah isključivi tereti i brzo isključivi tereti, ‐ prednost ima ponuda s nižom cijenom aktivacije, ‐ kod ponuda s jednakom cijenom angažiranja prednost ima ponuda s većom sustavnom djelotvornošću, ‐ kod ponuda s jednakom cijenom angažiranja i jednakom sustavnom djelotvornošću prednost ima ponuda koja je pristigla ranije.2.2. Angažiranje sekundarne i tercijarne regulacijske rezerve Kada govorimo o nabavi sekundarne i tercijarne regulacijske rezerve, nakon okončanja natječajaobznanjuju se prihvaćene ponude, s naznakom cijene aktivacije. Aktivacija pojedinog ponuditelja urealnom vremenu odvija se po zajedničkoj vrijednosnoj listi (engl. “Merit Order List“ (MOL)) složenoj poponuđenoj cijeni aktivacije formiranoj za cijelo područje Njemačke. Ponuditelj s nižom cijenom aktivacijeće se dakle angažirati češće nego onaj s višom. Postoje međutim iznimni slučajevi kod kojih je dozvoljenoodstupanje od MOL-e: [9]Kod sekundarne regulacije to su: ‐ zagušenja na vodovima među prijenosnim područjima, ‐ smetnje u prijenosu podataka: operator sa smetnjama u prijenosu podataka prema centralnom regulatoru se odvaja i regulira samostalno samo svoje regulacijsko područje, ‐ lokalni razlozi (testiranje aktivacije agregata, neraspoloživost nekog ponuditelja, problemi u pogonu mreže, lokalne smetnje u prijenosu podataka).Kod tercijarne regulacije to su: ‐ ponuditelj nije bio dostupan/ nema povratne informacije, ‐ ponuditelj nije u mogućnosti isporučiti energiju, ‐ davanje prednosti izvorima iz vlastite mreže zbog zagušenja, ‐ davanje prednosti izvorima iz druge mreže zbog zagušenja, ‐ aktivacija velike snage zbog nedostatka vremena kod iznenadnog manjka snage, ‐ testiranje aktivacije agregata. Aktivaciju za primarnu regulacijsku rezervu obavlja lokalna automatika. Sekundarnu regulacijskurezervu daljinski posredno aktivira centralni regulator za cijelu Njemačku. Tercijarna se do nedavnoaktivirala telefonskim pozivom, a pripadni vozni red se slao e-mail-om. Danas se i tercijarna regulacijskarezerva aktivira daljinskim podatkovnim vezama.[9] 4

Str. 2162.3. Usluga beznaponskog (crnog) starta Na zahtjev operatora, odabrane proizvodne jedinice moraju biti tehnički opremljene za isporukuusluge crnog starta. Operator će od proizvodne jedinice tražiti opremanje jedinice za ovu uslugu ako toocjeni potrebnim. Tehnički uvjeti, uvjeti plaćanja i druge pojedinosti ugovara operator zasebno sa svakimvlasnikom takve proizvodne jedinice.2.4. Regulacija napona Koordinaciju regulacije napona vrši operator, a u regulaciji učestvuju: njegova mreža, priključenedistribucijske mreže, direktno priključene proizvodne jedinice kao i direktno priključeni potrošači. Operatorbira jedinice s kojima će sklopiti sporazum temeljem analize lokalnih potreba za jalovom energijom.Bilateralni sporazumi se sklapaju sa subjektima koji posjeduju postrojenja koja su u mogućnostiproizvoditi jalovu energiju (proizvodne jedinice, kompenzacijski uređaji i dr.). U ovim ugovorima definirajuse međusobni odnosi, a osobito oni vezani uz isporuku i plaćanje. Da bi proizvodna jedinica bilapriključena na mrežu i potpisala ugovor o priključenju mora ispuniti minimalne zahtjeve glede faktorasnage u vidu U/cosφ krivulje. Krivulju prilikom odobrenja priključenja jedinice na mrežu odabire operatorodabirući između 3 ponuđene u mrežnim pravilima ovisno o potrebama sustava u priključnoj točki. [2]2.5. Energija za pokriće gubitaka u mreži U njemačkim propisima energija za pokriće gubitaka u mreži ne smatra se pomoćnom uslugom(njem. Systemdienstleistung) već dužnošću operatora. Gubitci se smiju određivati korištenjem jedne odtriju metoda: ‐ računaju se kao razlika sume svih ulaza i izlaza iz mreže, ‐ računaju se prema postupku opisanom u VDEW 23/2000, ‐ treća vrsta računa po odabiru operatora. [10] Sukladno odluci nadležnog regulatornog tijela operator mora najmanje jednom godišnje raspisatinatječaj za nabavu energije za pokrivanje gubitaka. Dugoročna komponenta se nabavlja direktnonatječajem, dok se kratkoročna komponenta nabavlja putem ugovorne tvrtke određene natječajem.Dozvoljava se također da se i dugoročna i kratkoročna komponenta nabavlja putem burze. Za javljanje nanatječaj nema kvalifikacijskog postupka, a jedini uvjet za javljanje na natječaj je vođenje bilančne skupine.Za nabavu dugoročne komponente vrijede sljedeća pravila: ‐ u jednom natječaju dozvoljeno je raspisivanje više proizvoda, jedan proizvod ne smije prijeći 50.000MWh, ‐ dozvoljeno je objedinjavanje nabave za više operatora, ‐ prednost ima ponuda s nižom cijenom angažiranja, a kod ponuda s jednakom cijenom angažiranja prednost ima ponuda koja je prije pristigla, ‐ operator plača cijenu koju je ponuditelj naveo u ponudi.Za nabavu kratkoročne komponente vrijede sljedeća pravila: ‐ ugovornoj tvrtki plača se kako fiksna tako i količinska komponenta koja je određena satnom cijenom na EEX spot tržištu, ‐ dozvoljeno je objedinjavanje nabave za više operatora, ‐ prednost ima ponuda s nižom cijenom aktivacije, a kod ponuda s jednakom cijenom aktivacije prednost ima ponuda koja je prije pristigla, ‐ operator je dužan ugovornoj tvrtki najkasnije do 10:00 sati, D-1 javiti količinu energije koja je potrebna za sljedeći dan.3. TRŽIŠTE POMOĆNIH USLUGA SUSTAVA AUSTRIJE Austrija je do 31. prosinca 2011. bila podijeljena u dva regulacijska područja. PokrajinaVorarlberg je pripadala regulacijskom području VKW-Netz AG, a ostatak saveznih pokrajinaregulacijskom području Austrian Power Grid (APG). Do 31. prosinca 2010. Pokrajina Tirol bila je sastavnidio regulacijske zone TIWAG, a od 1. siječnja 2011. Integrirana je u APG - regulacijsku zonu; na isti načinje 1. siječnja 2012. integrirana i pokrajina Vorarlberg. [11]3.1. Nabava energije za pokriće gubitaka u prijenosnoj mreži 5

Str. 217 Sukladno odluci Savezne agencije za mrežu operator mora najmanje jednom godišnje raspisatinatječaj za nabavu energije za pokrivanje gubitaka u mreži. Operator je dužan nabaviti energiju zapokriće gubitaka u mreži, te u tu svrhu nabavlja energiju u obliku vremenskog rasporeda nabave szahtijevanom količinom energije za pokrivanje gubitaka u mreži. [10] Za stabilno održavanje frekvencije u mreži je nužna i uvijek potrebna ravnoteža izmeđuproizvodnje i potrošnje električne energije Odstupanja od ove ravnoteže npr. zbog ispada elektrane ilineočekivane promjene potrošnje mora se stalno kompenzirati aktivacijom snage (energije) iz drugihelektrana. Aktivacija mora biti moguća u oba smjera (dizanje/spuštanje). APG je kao voditelj regulacijskezone odgovora za nabavu i aktivaciju potrebne energije u svojoj zoni. (regulacijska zona je područje (dio)mreže, u kojoj treba koordinirati ravnoteže između proizvodnje i potrošnje). Kod prijenosa električneenergije električnom mrežom dolazi do gubitaka odnosno iz mreže se uzima manje energije nego što jepredano u mrežu. Gubici su fizikalno proporcionalni kvadratu prenesene energije i iznose ovisno o kojojse mreži radi i njenom naponskom nivou 1% do 7% prenesene energije. Domicilni mrežni operatori (njem. Netzbetreiber), njih ukupno 14, dužni su osigurati godišnjuenergiju za pokriće gubitaka u mreži koja iznosi otprilike 3,5 TWh za austrijsku prijenosnu i distribucijskumrežu za zajedničku nabavu energije za pokriće gubitaka u mreži. Ugovorom između ÖsterreichsEnergie, prije udruženja poduzeća koje obavljaju energetske djelatnosti prijenosa električne energije uAustriji, i regulatorne Agencije E-Control određeno je da od 2011. godine APG AG nabavlja ovu energijuza cijelu Austriju. [11] Cilj provedbe natječaja je kroz transparentnu, tržišno orijentiranu i nediskriminirajuću nabavu omogućiti velikom broju zainteresiranih i potencijalnih ponuditelja da daju svojuponudu za energiju za pokriće gubitaka u mreži. Potentno i likvidno tržište omogućava veliku količinumogućih proizvoda (godišnja, kvartalna i mjesečna kao osnovni i vršni proizvod) što je ujedno i preduvjetza “kišu“ ponuda europskih ponuditelja (trgovaca, proizvođača) kao isporučitelja. APG pokriva oko 85%energije za pokriće gubitaka u mreži, otprilike 3TWh. Prilikom javljanja na natječaj za nabavu energije zapokriće gubitaka potrebno je navesti: ‐ porijeklo energije za pokriće gubitaka: „odricanje „sive“ energije i nabava “zelene“ energije.“ ‐ produkte: godišnji, kvartalni i mjesečni. ‐ ponuđena količina – u opsegu od 10 MW, ukupno 3TWh godišnje, ‐ najveća i najmanja ponuđena količina (min. 1 MW, max. najveći traženi iznos (ukoliko mu to kreditno ograničenje dopušta)Plaćanje se provodi na kraju razdoblja ponude. Ponude se vrednuju na sljedeći način: ‐ ponude se slažu od najjeftinijih prema skupljim dok se ne popuni tražena suma, s tim da se može ograničiti cijena zadnje (najskuplje) ponude tzv. „Dodatak kako se ne bi prešla ukupna suma“, ‐ ukoliko se pojave dvije iste ponude, prednost ima ona ponuda koja je stigla ranije.Na tržištu nastupa bilančna skupina (tvrtka) osnovana od strane APG-a kao Kupac. Energija za pokrićegubitaka se dalje dijeli putem ugovornih rasporeda.3.2. Tržište pomoćnih usluga sustava Od 2012. APG nabavlja energiju uravnoteženja putem redovnih javnih natječaja, na kojima mogusudjelovati svi tržišni sudionici koji ispunjavaju zadane uvjete i imaju potpisan okvirni ugovor o električnojenergiji uravnoteženja s operatorom sustava (njem. Rahmenvertrag). Razlikuju se tri vrste regulacijskihrezervi.3.2.1. Primarna regulacijska rezerva Primarna regulacijska rezerva služi za automatsku kompenzaciju između proizvodnje i potrošnjeu roku od nekoliko sekundi kroz odgovarajuće aktiviranje i na taj način omogućava stabilizacijufrekvencije. U mreži kontinentalne Europe uvijek je u pripremi energija za primarnu regulaciju u iznosu od+/-3000 MW. APG je odgovoran za dio ove energije u iznosu od +/-66MW. Troškovi za “čuvanje“primarne energije plaćaju se proizvođačima prema zakonu EIWOG 2010 (Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz) za instaliranu energiju za otklanjanje zagušenja (njem. Engpassleistungen) preko 5MW. Ostvarena primarna energija između regulacijskih zona registrira se i kombinira kao neželjenarazmjena. [12]Uvjeti sudjelovanja na natječaju za regulacijsku energiju: ‐ Tehnička prekvalifikacija, provjerava ispunjavaju li proizvođačka postrojenja tehničke kriterije za osiguravanje tražene kvalitete primarne, sekundarne i tercijarne regulacijske rezerve, za svaku pojedinačnu od ovih rezervi nužna je zasebna prekvalifikacija. Ponuđači nisu obavezni da se prekvalificiraju za sve tri regulacijske energije, mogu se kvalificirati i samo za jednu ili samo za dvije. Tehnički zahtjevi su definirani prema pogonskom priručniku ENTSO-E-a, P1 – Policy 1: 6

Str. 218 Load-Frequency Control and Performance [C]. Prekvalifikacija vrijedi 3 godine. Ponuditelj se obavještava o mogućem produljenju. Kod značajnih promjena u postrojenju proizvođača (npr. ugradnja regulatora, novi agregat ...) potrebna je nova prekvalifikacija. ‐ Potpisivanje okvirnog ugovora je sljedeći uvjet za sudjelovanje na natječaju, potpisuje se između ponuditelja i voditelja regulacijskog područja i sadrži detalje o pravnim odnosima. Samo potpisivanje ugovora ne obvezuje ponuditelja na korektno dostavljanje ponuda za primarnu, sekundarnu i tercijarnu regulacijsku rezervu. Potpisom ponuditelj stječe akreditaciju za sudjelovanje na aukcijskoj platformi. Za svaku regulacijsku rezervi potpisuje se zaseban ugovor. ‐ Proizvod: od ponedjeljka 0:00 do nedjelje 24:00 (7dnevni proizvod), mora biti na raspolaganju bez prekida, obuhvaćen je istom pozitivnom i negativnom vrijednošću ‐ Dozvoljena je ponuda samo za cijeli proizvod (samo za pozitivnu ili samo za negativnu primarnu regulaciju ponuda nije moguća). APG zahtijeva +/-66MW za 2013.g. Najmanja ponuda iznosi +/- 2MW. Ponude su tipa „do popune“ili za cijeli iznos. Ponude se sortiraju od najniže prema najvišoj cijeni „do popune“ (marginalna cijena).Ako se pojave dvije istovjetne ponude prednost ima ponuda koja je pristigla ranije. Primarna regulacijaostvaruje se turbinskom regulacijom u elektranama – automatskom aktivacijom ukoliko dođe doodstupanja frekvencije +/- od 50Hz. Veće odstupanje frekvencije povlači i veći udio primarne regulacije.Maksimalna aktivacija odgovara iznosu odstupanja frekvencije od 200mHz – dolazi do iskorištenja cijelogiznosa. Maksimalna aktivacija mora biti raspoloživa u roku od 30 sekundi od odstupanja frekvencije. Morabiti raspoloživa najmanje 30 minuta. Ukoliko ne bude nabavljen cijeli iznos potrebne rezerve – ostatak docijelog iznosa se raspisuje u četvrtak koji slijedi. Ukoliko se ni tada ne uspije nabaviti cijeli iznosraspisivanje natječaja se proglašava neuspjelim. U tom slučaju se akreditiranim ponuditeljima premaodredbama EIWOG-a (njem. Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz) upućuje prisilni zahtjev zarezervom njem. Einweisung, engl. shortfall. [13]3.2.2. Sekundarna regulacijska rezerva Sekundarna regulacijska energija aktivira se automatski zbog uravnoteženja ukupnog odstupanjaregulacijskog područja, a nabavlja se raspisivanjem tjednih i mjesečnih javnih natječaja.Traženi proizvodi: ‐ Vršni (“peak“)– pon.- pet. od 08:00 do 20:00h ‐ Off-peak – pon.- pet. od 20:00 do 24:00h ‐ Vikend – sub. i ned. od 00:00 do 24:00Javni natječaji za pozitivnu i negativnu sekundarnu regulacijsku rezervu raspisuju se odvojeno, ukupno 6proizvoda. Iznos sekundarne regulacijske rezerve za potrebe APG-a je +/-200MW, a vođa bloka možemijenjati iznos potrebne sekundarne regulacijske rezerve. Najmanja ponuda iznosi 5 MW, a zatim se ukoracima od 5 MW povećava do maksimalnog iznosa. Ponuda se ne smije prekoračiti niti u pozitivnom,niti u negativnom smjeru. Kriteriji za vrednovanje ponuda: ‐ najniža cijena ‐ kod više ponuda s istom količinom odlučuje cijena: o kod pozitivne najniža ponuđena cijena, o kod negativne najviša ponuđena cijena. ‐ ako su prva dva uvjeta ista prednost ima ponuda koja je ranije prispjela. ‐ cijena najpovoljnije ponude definirana je metodom “pay as bid“, svaki ponuditelj dobiva plaćenu cijenu za ponuđeni proizvod koju je naveo u ponudi.Ukoliko dođe do bezuspješnog raspisivanja natječaja ponovno se raspisuje natječaj, (engl. “Last Call“) –APG moli Ponuditelje telefonski i e-mail-om da ponude raspoložive kapacitete za traženi proizvod. Nakontoga APG obvezuju ponuditelje s traženim tehničkim karakteristikama proizvodnih jedinica da ponude iisporuče traženu sekundarnu regulaciju. Ukoliko i tada ne dođe do osiguravanja dovoljnih količinasekundarnih regulacijskih rezervi operator upućuje hitan zahtjev svim proizvodnim jedinicama unutarregulacijskog područja (engl. “Emergency Call“).[10] 7

Str. 219 Slika 2 Hodogram natječaja za sekundarnu regulaciju [10]3.2.3. Minutna (tercijarna) regulacijska rezerva Iznos ove rezerve ovisi o odstupanju regulacijskog područja – to je višak ili manjak električneenergije u regulacijskom području u nadležnosti APG-a, odgovara razlici algebarske sume odstupanjasvih bilančnih skupina (energija uravnoteženja). [14]Sastoji se od sljedećih komponenti:‐ Sekundarne regulacijske rezerve‐ „Zahtijevane“ minutne regulacijske rezerve‐ Neželjene razmjene sa mrežom sinkronog područja „kontinentalne Europe“. Prosječna petnaestominutna vrijednost odstupanja regulacijskog područja i zahtijevane minutnerezerve u MW uobičajeno se objavljuje u vremenskim koracima od petnaest minuta. Od 1.1.2012 premaEIWOG 2010 tercijarnu energiju nabavlja APG. Uvjeti sudjelovanja na Tenderu za tercijarnu energiju:‐ Tehnička prekvalifikacija – kojom se utvrđuje da li ponuditelj ispunjava tehničke kriterije za osiguranje tražene kvalitete Tercijarne energije, Operation Handbook ENTSO-E , Policy 1. Prekvalifikacija vrijedi 3 godine i mora se obnoviti. Kod značajnih promjena na postrojenju Ponuditelj je dužan obavijesti APG (promjene raspona regulacije, promjene na regulatoru), nakon čega slijedi nova prekvalifikacija.‐ Sklapanje okvirnog ugovara, isti za sve ponuditelje, sadrži pravni odnos između ponuditelja i operatora nadležnog za pojedino regulacijsko područje.Proizvodi se definiraju na sljedeći način: ‐ Produkt 1: subota i nedjelja 0-4 ‐ Produkt 2: subota i nedjelja 4-8 ‐ ... ‐ Produkt 6: subota i nedjelja 20-24 ‐ Produkt 7: ponedjeljak do petak, svaki dan 0-4 ‐ ... ‐ Produkt 12: ponedjeljak do petak, svaki dan 20-24 Tražena količina tercijarne regulacijske rezerve u regulacijskom području u nadležnosti APG-aiznosi 280 MW za dizanje i 125 MW za spuštanje proizvodnje električne energije. Tražene vrijednost semogu mijenjati od strane nadležnog operatora tj. APG-a. Svaki ponuditelj za svaki vremenski intervalmože ponuditi prvu ponudu u iznosu od 10 do 50MW, drugu ponudu za određeni vremenski interval uiznosu od 25 do 50MW. Ponuda ne smije biti veća od zahtijevanog iznosa (samo cijeli MW). Dozvoljenesu pozitivne i negativne ponude. Svaki ponuditelj dobiva u svojoj ponudi zahtijevanu „radnu cijenu“, „payas bid“ i „dodatak“ kojim se označava ispravnost ponude. Dobivanjem „dodatka“ Ponuditelji su obvezni dadrže u rezervi ponuđeni opseg tercijarne energije. Do kraja dnevnog natječaja (D-1) ponuditelj, koji jedobio dodatak, može mijenjati iznos/cijenu ponude, ali ne smije prekoračiti izvornu cijenu u slučajuisporuke, a ni smanjiti ispod ponuđene u slučaju povlačenja ponude. Ako su prisutne dvije jednakeponude, prednost ima ponuda koje je pristigla ranije. Odziv tercijarne regulacijske rezerve slijedi nazahtjev APG i to za period od najmanje 15 minuta. Ovo najmanje vrijeme ne vrijedi do kraja trajanjaproizvoda, jer u ovom slučaju odziv završava istovremeno s ovim oblikom proizvoda. Sve ponude sesortiraju prema vrijednosnoj listi. U slučaju potrebe dizanja (pozitivne regulacijske energije) ili spuštanja(negativne regulacijske energije) proizvedene energije u regulacijskom području u nadležnosti APG-apoziva se sljedeća ponuda s liste. U slučaju pozitivne tercijarne energije (ponuditelj „daje“ u mrežu)pozivaju se najprije ponude s najmanjom cijenom. U slučaju negativne tercijarne energije (ponuditelj„uzima“ iz mreže) najprije se pozivaju ponude s najvećom cijenom. Kod iste vrijednosti radne cijenepoziva se ona ponuda koja ima veći iznos. Ako je količina ista onda se poziva ponuda koja je zaprimljenaranije. „Otkazane“ ponude dobivaju cijenu u €/MWh (kod isporuke energije) odnosno plaćaju cijenu kojusu ponudili (kod izlaska s mreže). Do bezuspješnog nadmetanja može doći u slučaju manjka ponuda,tada se prihvaćaju sve ponude i slijedi novi natječaj do popune traženog iznosa. Ako i poslije nije 8

Str. 220popunjena tražena količina dolazi do „Last Call-a“ i slijedi novi natječaj. APG e-mailom i telefonskiobavještava ponuditelje da se odazivu na tender.[14]4. TRŽIŠTE POMOĆNIH USLUGA SUSTAVA NA PODRUČJU ŠVICARSKE Švicarska ima jedno regulacijsko područje. Od 2009. godine obavlja se nabava električneenergije uravnoteženja na tržištu pomoćnih usluga sustava na Pomoćne usluge sustava dijele se naregulaciju frekvencije i radne snage, regulaciju napona i jalove snage, energiju za podmirenje gubitakaprijenosa, crni start i otočni rad, koordinaciju sustava i mjerenje pogona. Zahtijevana regulacijska energijadijeli se na: primarnu, sekundarnu i tercijarnu regulacijsku rezervu. Okvirni ugovor o pružanju pomoćnih usluga sustava potpisuje se nakon tehničkih i pogonskihispitivanja ponuditelja i njegovih postrojenja. Na web stranici objavljuje se natječaji za primarnu (20MW),sekundarnu, tercijarnu i energiju za pokrivanje gubitaka u prijenosnoj mreži. [17]Potpisivanjem sporazuma o „prekograničnoj razmjeni primane regulacijske rezerve“ s francuskimoperatorom prijenosnog sustava, RTE 20. Prosinca 2010, Swissgrid može nabavljati ovu energiju izFrancuske. Drugi dio ove regulacijske rezerve nabavlja se zajedničkim natječajem s njemačkimoperatorima sustava. Pomoćne usluge regulaciju napona i jalove snage, „crni start“ i “otočni rad“nabavljaju se bilateralnim ugovorima s proizvodnim jedinicama. Ponuditelj može biti grupa „Pool“proizvodnih jedinica, odnosno pojedine proizvodne jedinice, poduzeće koje je potpisalo okvirni sporazumsa Swissgridom. Preduvjet je uspješna prekvalifikacija kod Swissgrida ili za francuske ponuditeljepotrebni ugovori s RTE-om. Primarna i sekundarna regulacijska rezerva nabavljaju se tjedno, a tercijarnaregulacijska rezerva tjedno i dnevno. Svaki učesnik natječaja može dati neograničen broj ponuda. Zasvaki proizvod je navedena najmanji ponuđeni iznos energije, [MW]. Cijena je izražena u CHF/MW. Zasada je moguća samo prekogranična nabava primarne regulacijske rezerve, dok se ostale rezervenabavljaju unutar švicarskog regulacijskog područja. Zahtijevana je primarna regulacijska energija u iznosu od +/- 66 MW, od toga +/-44 za Švicarsku(ponuda u koracima od +/-1 MW), a +/- 25 MW za Francusku (ponuda u koracima od +/-5 MW). Provedenje zajednički natječaj za primarnu regulacijsku rezervu u Njemačkoj: +/- 576 MW, od toga su +/-25 zaŠvicarsku, a +/-551 MW za Njemačku– (ponuda u koracima od +/-1 MW). Švicarski ponuditelji smijuponuditi najviše +/- 90 MW za potrebe njemačke regulacijske zone. Zahtijevana je sekundarna regulacijau iznosu od +/- 400 MW (ponuda u koracima od +/-5 MW) i tercijarna regulacijska rezerva u iznosu od+450 MW i -390MW (ponuda u koracima od +/- 5 MW). Zahtjev za regulacijskom rezervom ne može bitidjelomičan u odnosu na ponudu. Javni natječaju se objavljuju:‐ Dnevno u iznosima od po +200 MW i -150 MW za 4-satni vremenski period (00:00-04:00, 04:00-08:00, .... ,20:00 – 24:00). Nakon 15 minuta od zahtjeva pozitivna i negativna zahtijevana snaga mora biti 100% raspoloživa (neovisno o voznom redu proizvodne jedinice).‐ Tjedno, ponedjeljak 00:00 – nedjelja 24:00: u iznosima od -250 MW i -240 MW. Nakon 15 minuta od zahtjeva mora biti 100% raspoloživa pozitivna zahtijevana snaga (neovisno o voznom redu proizvodne jedinice), a za negativnu zahtjev ide na punih 15minuta (s tim da dolazi minimalno 20 minuta prije stvarnog vremena) Preduvjet za osiguravanje potrebne energije za pokriće gubitaka u prijenosnoj mreži je daponuditelj mora biti bilančna skupina u švicarskom regulacijskom području. Natječaj se raspisuje namjesečnoj razini (prvi dan mjeseca 00:00 – posljednji dan u mjesecu 24:00). Proizvod je bazni na razinimjeseca. Iznos prema predviđenoj prognozi gubitaka (u koracima po 5 MW), zahtjev za energijomdefinira se prema voznom redu proizvodnih jedinica i stanju mreže u regulacijskom području. 10. HRVATSKI MODEL TRŽIŠTA POMOĆNIH USLUGA SUSTAVA Troškove pomoćnih usluga sustava snosi OPS iz naknada za prijenos električne energije inaknada za električnu energiju uravnoteženja, što se u konačnici i reflektira u tržišnoj cijeni električneenergije na maloprodajnoj razini. Svi kupci električne energije su ujedno i kupci pomoćnih usluga sustava.Pomoćne usluge sustava dijelimo na: upravljanje naponom i jalovom energijom, samostalno pokretanjeelektrane („crni start“), otočni rad, regulaciju frekvencije i električnu energiju uravnoteženja. HEP –Operator prijenosnog sustava (HEP OPS) odgovoran je za uravnoteženje EES-a u stvarnom vremenu, zaplaniranje potrebe za pomoćnim uslugama sustava i njihovu nabavu na tržišno zasnovani način. Potrebeza potrebnim regulacijskim rezervama definirane su ENTSO-E pogonskim priručnikom (engl. ENTSO-EOperational Handbook, Policy 1).[16] U Hrvatskoj se trenutno primjenjuje tržišni model nabave pomoćnihusluga sustava na temelju kojeg OPS unutar određenog vremenskog perioda procjenjuje potrebe za 9

Str. 221pomoćnim uslugama sustava i za taj vremenski period ugovara osiguravanje spomenutih usluga nanacionalnom tržištu električne energije. Takvo osiguravanje rezervi je izrazito nepovoljno s tehničkestrane jer nesigurnost procjene odstupanja plana i ostvarenja raste s vremenom procjene, što zaposljedicu ima slabiju iskorištenost i učinkovitost korištenja postojećih proizvodnih kapaciteta, temožebitnu nedostatnost sekundarne regulacijske rezerve. Unutar hrvatskog regulacijskog područja uposljednjih nekoliko godina prisutan je značajan porast instalirane snage u vjetroelektranama (VE), stendencijom još većeg rasta. Električna energija proizvedena u VE-ma ovisna je o prirodi vjetra namikrolokaciji VE-ne, koja je izrazito promjenjiva i teško predvidljiva. Sve to povećava zahtjeve zasekundarnim regulacijskim rezervama, koja bi se u skladu s preporukama ENTSO-E za integracijuobnovljivih izvora energije trebala uvećati za maksimalnu pogrešku prognoze rada VE-na [17]. Takavnačin procjene potrebnih regulacijskih rezervi znatno povećava potrebe za sekundarnom regulacijskomrezervom. Trenutno model nabave pomoćnih usluga sustava bi se trebao spustiti na razinu operativnogplaniranja rada EES-a, što bliže realnom vremenu u svrhu boljeg planiranja potreba za regulacijskimrezervama, a samim time što učinkovitijeg korištenja pomoćnih usluga sustava i vođenja EES-a u cjelini. 11. ZAKLJUČAK Sva promatrana regulacijska područja su od uvođenja tržišta pomoćnih usluga sustavapromijenile više tržišnih modela i odredbi s ciljem boljeg pristupa ponuditelja tržištu, raznovrsnijihmogućnosti nuđenja, te postizanja bolje cijene usluge. U početku se granična cijena određivala kao cijenazadnje prihvaćene ponude i uzimala kao cijena za sve ponuditelje. Danas se većinom svakom Ponuditeljplaća cijena koju je i ponudio. Slobodno formiranje cijena dovelo je u početku do velike razlike izmeđunajmanje i najveće ponude. Ovo se spriječilo uvođenjem gornjeg ograničenja cijene ponude, što se nakonstabilizacije cijene većinom kasnije i napustilo. Mjesečni natječaji su se vremenom pretvorili u tjedne idnevne natječaje što je dodatno povećalo likvidnost tržišta što pojednostavnjuje pristup i manjimnestabilnim ponuditeljima. Smanjeni su iznosi traženih rezervi po blokovima što je omogućilo pristupnatječajima i manji ponuditeljima. Natječaji se provode vremenski što bliže vremenu isporuke, štoponuditeljima daje veću sigurnost planiranja. Povećanje cijene električne energije uravnoteženja bilančnihskupina primorao je bilančne skupine da boje planiraju proizvodnju i potrošnju, što je opet imalo za ciljmanju potrebu za regulacijskom energijom. U cilju daljnjeg smanjenja cijena energije regulacijske rezervedio iste se nabavlja u drugim regulacijskim područjima. Koriste se sofisticirani programski sustavi zaminimizaciju troškova,11. LITERATURA[1] Internet stranice njemačkih operatora sustava: http://www.50hertz.com/; www.amprion.net; http://transnetbw.de/ i http://www.tennet.eu/nl/home.html[2] Transmission Code 2007, Netz-und Systemregeln der deutschen Ubertragungsnetzbetreiber[3] Energiewirtschaftsgesetz - EnWG , zadnja izmjena 21.02.2013.[4] http://www.regeleistung.net[5] Princip/Rogić Njemački model optimiranja aktiviranja agregata u sekundarnoj regulaciji unutar različitih kontrolnih područja, 10. Savjetovanje HRO CIGRE, Cavtat 2011[6] Monitoringbericht 2009, Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, Monitoring, Marktbeobachtung[7] Unterlagen zur Präqualifikation von Abschaltbaren Lasten[8] Bundesnetzagentur, Beschlusskamer 6: BK6-10-99 Ausschreibung von Minutenreserve[9] Datancenter der deutschen Ubertragungsnetzbetreiber: Erläuterungen zu den veröffentlichungen auf der gemeinsamen internetplattform www.regelleistung.net[10] Bundesnetzagentur, Beschlusskamer 6: BK6-08-006 Verlustenergie[11] http://www.apg.at/de/markt/netzregelung/sekundaerregelung[12] Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (EIWOG 2010)[13] http://www.apg.at/de/markt/netzverluste[14] http://www.apg.at/de/markt/netzregelung/tertiaerregelung[15] http://www.swissgrid.ch/swissgrid/de/home.html[16] ENTSO-E Operational Handbook, 2012 https://www.entsoe.eu/resources/publications/system-operations/operation-handbook/[17] Wind Power in the UCTE interconnected System, Network of Experts on Wind Power, studeni, 2011 10

Str. 222HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA C5-12ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ Tomislav Baričević11. savjetovanje HRO CIGRÉ Energetski institut Hrvoje PožarCavtat, 10. – 13. studenoga 2013. [email protected] SkokEnergetski institut Hrvoje Pož[email protected] OBRAČUN ENERGIJE URAVNOTEŽENJA NA HRVATSKOM TRŽIŠTU ELEKTRIČNE ENERGIJE SAŽETAK U radu su prikazana dosadašnja iskustva u primjeni zakonodavnog okvira kojim se uređujeobračun energije uravnoteženja subjektima odgovornim za odstupanje u Republici Hrvatskoj, svestavljeno u kontekst istoimenih postupaka u nekim drugim europskim zemljama. Posebna pozornost uradu dana je sljedećim aspektima: izračun godišnje i mjesečne potrošnje obračunskih mjernih mjesta bezmjerenja krivulje opterećenja, vrednovanje krivulje gubitaka distribucijskog sustava te naknadni obračunenergije uravnoteženja subjektima odgovornim za odstupanje, a sve u cilju veće transparentnostiprimjene proširenog analitičkog postupka kojim se izračunavaju ostvarenja opskrbljivača u dijelu koji seodnosi na kupce bez mjerenja krivulje opterećenja. Ključne riječi: tržište električne energije, energija uravnoteženja, obračun BALANCING ENERGY CLEARING AND SETTLEMENT IN THE CROATIAN ELECTRICITY MARKET SUMMARY The paper overviews experience acquired in clearing and settlement of balance responsibleparties in conformity with the legal framework in force in the Republic of Croatia, all placed in the contextof the equivalent procedures in some other European countries. Special attention is given to the followingaspects: the calculation of annual and monthly consumption for (accounting) metering points withoutinterval metering system, designation of the distribution system losses profile and the subsequentbalance settlement(s) of balance responsible parties, all aiming to improve a transparency of expandedanalytical approach used to calculate the realization (allocated energy) of balance responsible parties. Key words: electricity market, balancing energy, clearing and settlement1. UVOD Rad elektroenergetskog sustava temelji se na ravnoteži potražnje i nabave električne energije usvakom trenutku radi čega se javlja stalna potreba za uravnoteženjem sustava. Održavanje ravnotežeelektroenergetskog sustava u stvarnom vremenu u Republici Hrvatskoj (RH) zadaća je operatoraprijenosnog sustava (OPS). Uravnoteženje elektroenergetskog sustava i obračun energije uravnoteženja propisani su nizompodzakonskih akata: i) Pravila djelovanja tržišta električne energije (Narodne novine 135/06, 146/10, 90/12), ii) Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava (Narodne novine 133/06, 135/11), iii) Metodologija za pružanje usluga uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom

Str. 223 sustavu (Narodne novine 37/11, 42/11). Početkom 2013. donesen je novi Zakon o tržištu električne energije (ZTEE) (Narodne novine22/13) kojim su predviđene izmjene kako u ulogama (odgovornostima, zadaćama) sudionika na tržištuelektrične energije (TEE), a iz aspekta ovog rada ponajprije u pogledu uravnoteženja sustava i obračunaenergije uravnoteženja na račun odstupanja subjekta odgovornih za odstupanje (SOZO), tako i udonošenju odgovarajućih podzakonskih akata kojima bi se osobito trebalo urediti: i) standarde i postupke za nabavu pomoćnih usluga radi ostvarenja usluga sustava, ii) do uspostave sustava pružanja pomoćnih usluga u uvjetima funkcionalnog tržišta električne energije, metodologija za utvrđivanje jediničnih cijena pomoćnih usluga, iii) te pravila o obračunu energije uravnoteženja elektroenergetskog sustava, koja uključuju: (1) organiziranje korisničke strane energije uravnoteženja (obračun i naplata usluga uravnoteženja), što uključuje, između ostalog, i provedbu (količinskog (prijeboj) i financijskog (namira)) obračuna energije uravnoteženja SOZO-ima kroz prvi i naknadne obračune, i u tom smislu: (a) način izračuna ostvarenja SOZO-a, poglavito u dijelu koji se odnosi na satno ostvarenje potrošnje obračunskih mjernih mjesta (OMM) za koja ne postoji zakonska obveza opremiti ih mjernom opremom s mogućnošću mjerenja i pohrane krivulje opterećenja, (b) način izračuna odstupanja (neravnoteže) između ostvarenja i ugovornog rasporeda SOZO-a, (c) jedinične cijene energije uravnoteženja SOZO-ima (tzv. cijene za pokrivanje pozitivnih i negativnih odstupanja). Kada je riječ o financijskom pokrivanju troškova uravnoteženja sustava (dakle, troškova svihaktivnosti i djelovanja koje izvodi OPS kako bi osigurao da je u regulacijskom području ukupno povlačenjeelektrične energije (uključujući gubitke) kontinuirano jednako ukupnom injektiranju, a u svrhu održavanjafrekvencije unutar prethodno definiranog raspona stabilnosti), mogući su različiti modeli nadoknadepotonjih troškova OPS-a. Primjera radi, na TEE u Republici Austriji zakonom Elektrizitätswirtschafts undorganisationsgesetz (ElWOG 2010 [1]), uređeno je kako se 78 % troškova sekundarne i tercijarneregulacije [2] (operativne rezerve i energije) treba nadoknaditi putem naknade za korištenje mreže.Prema pravilniku kojim se uređuje naknada za korištenje mreže, a koja uključuje i naknadu za uslugesustava koje osigurava OPS, Systemnutzungsentgelte Verordnung (SNT-VO [3]), potonju naknaduplaćaju svi proizvođači čija je priključna snaga veća od 5 MW [1]. Preostalih 22 % troškova sekundarne itercijarne regulacije nadoknađuje se putem takozvanog obračuna energije uravnoteženja SOZO-ima (uRepublici Austriji to su voditelji bilančnih grupa). Dakle, iz primjera Republike Austrije razvidno je kako setek dio ukupnih troškova pomoćnih usluga koje nabavlja OPS namiruje kroz obračun energijeuravnoteženja izravno od SOZO-a, a preostali dio putem takozvane mrežarine (konkretno njezinog dijelakoji se odnosi na usluge sustava) izravno od proizvođača (korisnika mreže) čija je priključna snaga većaod 5 MW. Vezano uz mrežarinu i usluge sustava općenito vrijedi (uvriježena je praksa): i) Cijena za korištenje prijenosne mreže/sustava obuhvaća i dio koji se odnosi na pokrivanje troškova nabave pomoćnih usluga, odnosno mrežarinu za pomoćne usluge. Mrežarina za pomoćne usluge namijenjena je pokrivanju troškova OPS-a koji su rezultat potrebe za uravnoteženjem sustava, za osiguravanjem sposobnosti kompenzacije jalove snage te za osiguravanjem sposobnosti crnog starta (pogon agregata bez vanjskog napajanja). ii) Troškove mrežarine za pomoćne usluge najčešće snose krajnji kupci, iako se alternativno: troškovi mrežarine za pomoćne usluge dijele između krajnjih kupaca i proizvođača u omjeru 50:50. Mrežarinu za pomoćne usluge koja se obračunava na mjesečnoj razini krajnji kupci plaćaju po mjestu preuzimanja i to prema obračunskoj snazi (kW). Alternativno, ako i proizvođači sudjeluju u plaćanju mrežarine za pomoćne usluge tada oni plaćaju prema proizvedenoj električnoj energiji (kWh), pri čemu na mjesečnoj razini OPS-u i nadležnoj regulatornoj agenciji moraju dostavljati podatke vezane uz naplatu. Potonje aspekte bi trebala urediti pravila organiziranja tržišta električne energije koje bi sukladnoZTEE, hrvatski operator tržišta energije trebao donijeti do ožujka 2014. godine, uz prethodno mišljenjeoperatora prijenosnog sustava i suglasnost regulatorne agencije. Potonja trebaju uključivati i pravila oobračunu energije uravnoteženja, što podrazumijeva kako trebaju urediti i korisničku stranu energijeuravnoteženja. Ne zadirući u buduću definiciju modela TEE, ovaj rad bi trebao biti svojevrsni doprinostransparentnom uređenju aspekta obračuna energije uravnoteženja koji se odnosi na izračun ostvarenjaopskrbljivača (kao članova bilančnih grupa) u dijelu koji se odnosi na OMM kupaca bez mjerenja krivulje

Str. 224opterećenja, te u dijelu koji se bavi naknadnim obračunom i cijenama odstupanja, ukazati na nekeesencijalne aspekte obračuna energije uravnoteženja SOZO-ima. Drugim riječima ovaj rad se ne bavi cjelokupnim modelom obračuna energije uravnoteženjasustava. U radu se obrađeni samo neki aspekti bitni za obračun i naplatu usluga uravnoteženja izravnood SOZO-a. Tako rad sadrži prijedlog kako bi se na hrvatskom TEE mogao dodatno urediti i učinitirazvidnim: i) izračun godišnje i mjesečne potrošnje OMM-a bez mjerenja krivulje opterećenja, ii) vrednovanje krivulje gubitaka distribucijskog sustava, iii) naknadni obračuni energije uravnoteženja SOZO-ima. Dakle, riječ je o jednom segmentu cjelokupnog postupka obračuna energije uravnoteženja EES,ali koji je počevši od 1. travnja 2011. dobio na važnosti radi stupanja na snagu Pravila primjenenadomjesnih krivulja opterećenja [4] kao i službenog početka naplate energije uravnoteženjaopskrbljivačima kao SOZO-ima.2. IZRAČUN OSTVARENJA OPSKRBLJIVAČA U OBRAČUNU ENERGIJE URAVNOTEŽENJA SUBJEKTIMA ODGOVORNIM ZA ODSTUPANJE2.1. Važeći propisi Obračun energije uravnoteženja SOZO-ima, radi odstupanja između planiranih (ugovorenih) iostvarenih povlačenja i injektiranja, zahtijeva poznavanje stvarno isporučene ili preuzete električnaenergije u pojedinim obračunskim razdobljima uravnoteženja (1 h), a koja se utvrđuje: • mjerenjem u slučaju OMM za koja u obračunskom razdoblju uravnoteženja postoji izmjerena i potvrđena krivulja opterećenja, ili • računski u slučaju OMM za koja ne postoji izmjerena i potvrđena krivulja opterećenju u obračunskom razdoblju uravnoteženja (radi ne postojanja odgovarajuće mjerne opreme na OMM ili radi nedostajućih/nevjerodostojnih mjerenja). Pravilima o uravnoteženju elektroenergetskog sustava [5] trenutno je u RH za OMM-ove za kojane postoji izmjerena i potvrđena krivulja opterećenja propisana uporaba nadomjesnih krivulja opterećenja(NKO). Pravilima primjene nadomjesnih krivulja opterećenja propisna je uporaba četiri karakterističneskupine kupaca (KSK) i njima pripadajuće normirane NKO:[6]: • kućanstva - K0, • poduzetništvo na NN s priključnom snagom manjom ili jednakom 13 kW - P1, • poduzetništvo na NN s priključnom snagom većom od 13 kW (i manjom od 30 kW) - P2 i • javna rasvjeta - JR0. Kako je prethodno navedeno, za OMM za koja ne postoji izmjerena i potvrđena krivuljaopterećenju u obračunskom razdoblju uravnoteženja, ostvarenje potrošnje električne energije se utvrđujeračunski. Pravilima primjene nadomjesnih krivulja opterećenja [4] uređeno je korištenje proširenoganalitičkog postupka kojim se zapravo izračunava ostvarena potrošnja opskrbljivača (SOZO) u dijelu kojise odnosi na njemu pripadajuća OMM bez mjerenja krivulje opterećenja. Potonji je postupak detaljnoopisan u [7], [8] i Pravilima [4]. Prošireni analitički postupak podrazumijeva poznavanje godišnje potrošnje električne energije naOMM na koja se primjenjuje. Pod godišnjom potrošnjom OMM, u ovom radu se podrazumijeva potrošnjaelektrične energije u vremenskom razdoblju koje broji 365 dana. Ostvarena godišnja potrošnja OMM setreba izračunavati iz potrošnji dobivenih očitanjima brojila na OMM, a sam postupak, prema mišljenjuautora, treba biti uređen Pravilima o mjernim podacima koje donosi ODS. Uobičajena je praksa zemalja kod kojih postoje kupci kojima se potrošnja na brojilima električneenergije očitava tek nekoliko puta ili najčešće jednom godišnje (npr. Njemačka, Austrija, Slovenija), uprvom koraku obračuna energije uravnoteženja SOZO-ima izračune ostvarenja temeljiti na prognoziranimgodišnjim potrošnjama. Jednako vrijedi i za postupak obračuna energije uravnoteženja SOZO-ima uprvom obračunu u RH [4]. Predmetnu prognozu godišnje potrošnje OMM, čija se ostvarena potrošnjanadomješta računski temeljem NKO KSK, daje ODS. U praktičnoj primjeni, u proširenom analitičkom postupku, podrazumijeva se da su godišnjepotrošnje OMM iz KSK jednake potrošnji u prethodnom razdoblju od 12 mjeseci. Dakle, trenutno važećaPravila primjene NKO uređuju „klizeći“ pristup utvrđivanja godišnje potrošnje OMM. U slučaju OMM izkategorije poduzetništvo godišnja potrošnja je jednaka zbroju prethodnih očitanja koja odgovaranju

Str. 225vremenskom periodu od 12 kalendarskih mjeseci (na temelju dostupnih obračunskih podataka zarazdoblje od 12 mjeseci godišnja potrošnja OMM se procjenjuje linearnom interpolacijom). U slučajukupaca iz kategorije kućanstva, čija se potrošnja na OMM standardno očitava šestomjesečno, godišnjapotrošnja se određuje na temelju dvaju šestomjesečnih očitanja tako da odgovaraju vremenskomrazdoblju od 12 kalendarskih mjeseci. Za potrebe prvog obračuna (tzv. kliringa) potonji se pristup možesmatrati vjerodostojnim uvaže li se činjenice: i) kako se radi o prognozama godišnjih potrošnji OMM za potrebe prvog obračuna energije uravnoteženja SOZO-ima i ii) kako će se predmetni obračun „ispraviti“ naknadnim obračunom(ima) (tzv. drugi kliring) koji ima(ju) uslijediti nakon očitanja ostvarene potrošnje na OMM-ima. No pristupu je svojstvena i činjenica kako se težinski faktori KSK, odnosno težinski faktoropskrbljivača, tijekom godine (u pojedinim obračunskim razdobljima odstupanja) mijenjaju, te kako u 1.kliringu opskrbljivači imaju ostvarenje koje ne odgovara stvarnom u dijelu koji se odnosi na OMM koja seočitavaju mjesečno. Mišljenje je autora kako se u pogledu godišnje potrošnje OMM za potrebe prvogobračuna energije uravnoteženja SOZO-ima (tzv. 1. kliring) postojeći pristup može unaprijediti. Mogućasu dva pristupa koja imaju sljedeće značajke, odnosno prednosti u odnosu na postojeći pristup u RH,Slika 1. (WOMM je godišnja potrošnja OMM). Slika 1. Usporedba značajki Pristupa 1. i 2. Važno je istaknuti kako se oba pristupa mogu koristiti u prvom obračunu energije uravnoteženja.Ipak, autori prednost daju drugom pristupu radi činjenice kako potonji već u prvom obračunu vrednuje svaraspoloživa mjerenja (očitanja), pri čemu se primarno misli na mjesečna očitanja potrošnje napoduzetničkim OMM. Time su opskrbljivači motivirani prognozirati i nabavljati električnu energiju zapotonja OMM što točnije. U oba pristupa se koristi prognozirana krivulja gubitaka koja se definira preko koeficijentagubitaka ( k1G.kliring ) koji je nepromjenjiv tijekom kalendarske godine, a podrazumijeva linearnu ovisnostgubitaka o opterećenju distribucijskog sustava. Tek se u 2. kliringu (obračunu energije uravnoteženjaSOZO-ima) određuju i vrednuju ostvareni gubici energije (krivulja gubitaka) u predmetnoj kalendarskojgodini (vidi poglavlje 3).2.2.1. Izračun godišnje potrošnje OMM iz KSK P1, P2 i JR0 za potrebe prvog obračuna U nastavku je prikazana metodologija za utvrđivanje mjesečnih i godišnjih potrošnji OMM uprvom obračunu prema drugom pristupu predloženom ovim radom. U slučaju OMM koja pripadajukategoriji potrošnje poduzetništvo (KSK P1, P2 i JR0), te kućanstva čija se potrošnja mjesečno očitava(K0'), koriste se raspoloživa mjesečna očitanja potrošnje kako bi se odredila potrošnja koja odgovarakalendarskom mjesecu. Dakle, iz očitane mjesečne potrošnje utvrđuje se linearnom metodom prosječnadnevna potrošnja OMM u razdoblju između dva mjesečna očitanja. Potonja se pridjeljuje svim danima ukalendarskom mjesecu u kojem je provedeno mjesečno očitanje potrošnje. Neka je na primjer mjesečna potrošnja nekog poduzetničkog OMM koje pripada KSK P2 očitanana dan 26.5.2011. i iznosi 700 kWh što odgovara razdoblju 30.4.2011.-26.5.2011. (dakle 27 dana). Izočitanja brojila moguće je odrediti prosječnu dnevnu potrošnju u predmetnom razdoblju:

Str. 226 700 kWh = 25,93 kWh (1) 27 25,93 ⋅ 31 = 803,7 kWh (2) Potonja se dodjeljuje svim danima u mjesecu svibnju, uslijed čega se za mjesec svibanj možeodrediti mjesečna potrošnja predmetnog OMM u prvom obračunu (803,7 kWh). Moguće je primijetiti kako se u prvom obračunu očitanje brojila linearno raspodjeljuju u dnevnepotrošnje. To je stoga što za tekući mjesec, na koji se odnosi prvi obračun, redovito nisu raspoloživamjesečna očitanja brojila koja obuhvaćaju sve njegove dane. Primjerice, u predmetnom primjeru 5.mjeseca, očitanje mjesečne potrošnje poduzetničkog OMM provedeno je 26.5.2011. i utoliko očitanje neobuhvaća razdoblje 27.5.-31.5.2011. Naredno očitanje potrošnje može se dogoditi i iza 25. dana umjesecu koji slijedi iza predmetnog mjeseca na koji se obračun odnosi (što je zakonski rok za provedbuprvog obračuna prema Izmjenama i dopunama Pravila o uravnoteženju EES [5]), i utoliko to očitanje nijeraspoloživo za provedbu prvog obračuna u mjesecu svibnju. Na temelju mjesečne potrošnje OMM u predmetnom mjesecu ( MPO1.MklMiri,n5g =803,7 kWh), i udjelamjesečne potrošnje predmetnog mjeseca u 1 000 kWh/god godišnje potrošnje normirane NKO KSK P2kojoj pripada OMM, a koji iznosi 8,6 % [6], moguće je odrediti proračunsku godišnju potrošnju OMM umjesecu svibnju: W 1.kliring = MPO1.MklMiri,n5g ⋅ 100 = 803,7 ⋅ 100 = 9345,3 kWh/god (3) OMM,5 8,6 8,6 Proračunska godišnja potrošnja cjelokupne KSK P2 u mjesecu svibnju u prvom obračunu(kliringu) odgovara zbroju svih godišnjih potrošnji OMM iz KSK P2: ∑W 1.kliring = W 1.kliring (4) P2,5 OMM,5 OMM∈P2 Na istovjetan se način izračunavaju proračunske godišnje potrošnje OMM iz ostalih KSK (P1,JR0, K0') čija se potrošnja očitava mjesečno ,W 1.kliring kao i proračunska godišnja potrošnja tih KSK OMM, iW 1.kliring u mjesecu \"i\".. KSK,i Iz proračunskih se godišnjih potrošnji OMM može odrediti (sukladno Pravilima primjene NKO čl.15(2)) težinski faktor opskrbljivača „O“ za karakterističnu skupinu kupaca „KSK“ u mjesecu „i“, koji sekoristi u proširenom analitičkom postupku: W1.kliring 1.kliring KSK = P1,P2,JR0,K0' (5) G = WO−KSK,i KSK −O,i i = 1,..12 1.kliring KSK,i W 1.kliring = ∑ W1.kliring KSK −O,i OMM,i OMM∈KSK −O2.2.2. Izračun godišnje potrošnje OMM iz KSK K0 za potrebe prvog obračuna U nastavku je prikazana i metodologija za određivanje mjesečnih i godišnjih potrošnji OMM kojapripadaju KSK K0 čija se potrošnja na OMM očitava šestomjesečno. Uz poznate proračunske vrijednosti mjesečnih potrošnji KSK P1, P2, JR0 i K0' te prognoziranogkoeficijenta gubitaka u prvom obračunu ( k1G.kliring ), moguće je odrediti mjesečnu potrošnju cjelokupne KSKK0 u mjesecu \"i\":: MPK1.0k,liiring = MPK1O.klDirSin,ig ⋅ (1− k1G.kliring) − MPM1.JkElirRinEgNI,i − MPP11.k,iliring − MPP12.k,liiring − MPJ1R.k0li,riing − MPK1.0k'l,iiring (6) Na temelju mjesečne potrošnje KSK K0 u predmetnom mjesecu „i“, i udjela mjesečne potrošnjepredmetnog mjeseca u 1 000 kWh/god godišnje potrošnje dinamizirane normirane NKO KSK K0, pNKO-KSK,i, moguće je odrediti proračunsku godišnju potrošnju KSK K0 u mjesecu „i“: W 1.kliring = MPK1.0k,liiring ⋅ 100% i = 1,..12 (7) K 0,i pNKO −KSK ,i

Str. 227U slučaju KSK K0 nisu poznate proračunske vrijednosti mjesečnih potrošnji pojedinih OMM kojapripadaju toj skupini. Stoga se za potrebe 1. obračuna koriste prognozirane godišnje potrošnje OMM∈K0kako bi se mjesečna (7) i proračunska godišnja (8) potrošnja KSK K0 raspodijelila na pojedina OMM izK0, a time i na pojedine opskrbljivače. One su unaprijed definirane od strane ODS-a za predmetnukalendarsku godinu, i tijekom godine se za pojedina OMM ne mijenjaju. Za postojeća OMM u pravilu sekao prognoza koristi godišnja potrošnja utemeljena na povijesnim podatcima o ostvarenoj potrošnji uprethodnoj godini ili prosječna godišnja potrošnja OMM u nekoliko prethodnih godina. O potonjem odlukudonosi ODS.Ako su dakle poznate prognozirane godišnje potrošnje pojedinih OMM∈K0 W 1.kliring , moguće je OMModrediti težinski faktor opskrbljivača „O“ za karakterističnu skupinu kupaca „K0“ koji se dalje koristi uproširenom analitičkom postupku: ∑ W1.kliring (8) OMM ∑1.kliring G = WO _ K0 OMM∈K 0 − O 1.kliring OMM OMM∈K 0 Dakle, podatak o prognoziranim godišnjim potrošnjama koristi se samo u slučaju OMM iz KSK K0(ne i ostalih KSK). Osim toga, on zapravo ne definira godišnju potrošnju svih OMM iz K0 u 1. obračunu,već se koristi samo kao osnova za utvrđivanje težinskog faktora pojedinih opskrbljivača u KSK K0.2.2.3. Izračun ostvarene godišnje potrošnje OMM iz KSK K0, P1, P2, i JR0Postojećim zakonskim aktima u RH nije detaljno uređen model izračuna godišnje i mjesečnepotrošnje OMM na temelju očitanja potrošnje na brojilu. U ovom je poglavlju prikazan ovim radompredloženi izračun ostvarene mjesečne i godišnje potrošnje OMM na temelju očitanja potrošnje na brojilu,a koji bi se trebao koristiti u drugom (naknadnim) obračunu energije uravnoteženja (vidi poglavlje 4).U slučaju OMM iz KSK P1, P2 i JR0, te kućanstva K0' metodologija pretpostavlja kako su za svaOMM raspoloživa mjesečna očitanja potrošnje električne energije. Kako bi se iz raspoloživih mjesečnihočitanja potrošnje odredila potrošnja koja odgovara pojedinom kalendarskom mjesecu u nekojkalendarskoj godini, koriste se NKO KSK kojima pripadaju predmetna OMM. Normirane NKO KSKdefiniraju raspodjelu potrošnje od 1 000 kWh/god po 15 minutnim intervalima, pa time i danima, koja seonda uvažava u metodologiji kada se utvrđuje ostvarena dnevna potrošnja u razdoblju između dvaočitanja potrošnje.U nastavku je prikazan primjer izračuna za slučaj OMM koje pripada KSK P2. Pretpostavljeno jekako je 2011. godina za koju se određuju mjesečne i godišnja potrošnja. Slika 2. detaljnije prikazuje načinutvrđivanja dnevnih potrošnji na primjeru dana u 5. mjesecu 2011. Za potonji mjesec relevantna suočitanja brojila 26.5.2011. (700 kWh u razdoblju 30.4.2011.-26.5.2011. što odgovara 27 dana) i23.6.2011. (800 kWh u razdoblju 27.5.2011.-23.6.2011. što odgovara 28 dana). U normiranoj NKO KSKP2, razdoblju 30.4.2011.-26.5.2011. odgovara ukupna potrošnja od 73,49996 kWh. Stoga je, ako seprimjerice određuje dnevna potrošnja dana 7.5.2011., potrebno pomnožiti dnevnu potrošnju normiraneNKO KSK P2 od 7.5.2011. koja iznosi 2,21128 kWh s omjerom 700 kWh/73,49996 kWh. Tako se dobivaračunski utvrđena ostvarena dnevna potrošnja OMM na dan 7.5.2011. koja iznosi 21,0598 kWh.Na opisani se način, putem normirane NKO KSK i njezine raspodjele 1 000 kWh/god po danima,određuje vjerodostojna raspodjela očitane potrošnje od 700 kWh po danima između dva očitanja brojila(30.4.2011.-26.5.2011.). Na istovjetan način se za određivanje dnevnih potrošnji na dane u razdoblju 27.-31.5.2011. koristi očitanje potrošnje provedeno 23.6.2011. Time su na temelju dva očitanja potrošnjeOMM (u predmetnom primjeru provedena 26.5.2011. i 23.6.2011.), određene dnevne potrošnje OMM svihdana u svibnju, a time i potrošnja električne energije OMM u kalendarskom mjesecu (svibnju). Za OMMna opisani način utvrđene dnevne potrošnje definiraju mjesečnu potrošnju OMM u predmetnojkalendarskoj godini MPO2.MklMiri,ni g . Onda godišnja potrošnja OMM iznosi: 12 (9) ∑W 2.kliring MPO2.MklMiri,ni g OMM = i=1Ukupna godišnja potrošnja svih OMM koja pripadaju nekoj KSK, a čija se potrošnja očitavamjesečno je: ∑W 2.kliring= W 2.kliring KSK = P1,P2, JR0,K0' (10) KSK OMM OMM∈KSK

Str. 228 Slika 2. Izračun ostvarenih dnevnih potrošnji OMM iz KSK P2 (primjer za mjesec svibanj) Na istovjetan način, uporabom normirane NKO KSK K0, i raspodjelom tri šestomjesečna očitanja potrošnje električne energije po danima u kalendarskoj godini, moguće je odrediti mjesečnu i godišnju potrošnju OMM iz kategorije kućanstva u nekoj kalendarskoj godini. Za provedbu metodologije nužno je raspolagati barem jednim očitanjem potrošnje na OMM u narednoj (2012.) godini (u potonjem primjeru 27.4.2012.), kako bi se mogla odrediti dnevna potrošnja svih dana u kalendarskoj godini za koju se provodi izračun.Slika 3. Šestomjesečna očitanja potrošnje OMM kategorije kućanstva nužna za izračun ostvarene potrošnje u kalendarskoj godini 7

Str. 2293. GUBITCI U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI Vjerodostojno utvrđivanje ukupnih gubitaka u distribucijskoj mreži podrazumijeva kvalitetnovođenje energetske bilance. Nabava električne energije s prijenosne mreže precizno se mjeri zbogrelativno malog broja mjernih mjesta koja su opremljena intervalnim brojilima preko kojih se energijapredaje u distribucijsku mrežu. No, nedostaju precizni podatci o prodanoj električnoj energiji u točnoodređenom vremenskom razdoblju. Razlog tome je što je velika većina OMM kućanstava opremljenaelektromehaničkim brojilima koja se očitavaju kontinuirano kroz cijelu godinu, tako da niti u jednomtrenutku nisu raspoloživa istovremena očitanja potrošnje sa svih brojila iz kategorije kućanstva. Zbog togaje postojeća praksa, kada je riječ o utvrđivanju gubitaka, količinu isporučene električne energije procjenitina osnovu obračunate električne energije (mjesečnih računa/rata). Potonje nužno unosi određenupogrešku u izračun budući datum očitanja brojila utječe na količinu obračunate energije. Posljedica akontacijskog načina obračuna potrošnje kupaca kategorije kućanstava jest da nakraju kalendarske godine uvijek postoji dio potrošnje koji nije fakturiran putem akontacija ili je većfakturiran dio buduće potrošnje. Kada se provede obračun na osnovu očitanja razlika se fakturira utekućem ili slijedećem mjesecu, ovisno o datumu očitanja i datumu izdavanja računa, te praksi uodređenom distribucijskom području. Prema postojećoj praksi prikaza energetske bilance ta razlikaizravno ulazi kao gubitak ili manje prikazani gubitak električne energije u bilanci za konkretnu kalendarskugodinu, što je pogrešno. Opisana metoda kojom se utvrđuje godišnja razina gubitaka ne omogućujepouzdanu usporedbu gubitaka u pojedinim mjesecima, niti godinama. U nastavku je opisana ovim radom predložena metodologija utvrđivanja iznosa gubitakaelektrične energije u jednoj kalendarskoj godini. Metodologija se temelji na očitanjima potrošnje električneenergije na pojedinim OMM priključenim na distribucijsku mrežu, kao i ukupno preuzetoj energiji udistribucijsku mrežu (iz krivulje opterećenja distribucijskog sustava). Važno obilježje predloženemetodologije je da se u potpunosti zasniva na postojećoj praksi očitanja brojila i obračuna potrošnjeelektrične energije u Hrvatskoj i pretpostavlja samo poštivanje propisanih obveza u pogledu učestalostiočitanja: i) redovito mjesečno provođenje očitanja (krajem svakog mjeseca i u pravilnim razmacima), te obračuna potrošnje električne energije na ulazu u distribucijsku mrežu i na OMM kupaca kategorije poduzetništvo i ii) redovito očitanje kućanstava dva puta godišnje (u pravilnim šestomjesečnim razmacima). U poglavlju 2.2.3 opisana metodologija koja koristi očitanja potrošnje na OMM i normiranu NKOKSK K0 kako bi odredila zbirnu godišnju potrošnju svih OMM iz KSK K0, koristi se kako bi se odrediok 2.kliring koeficijent gubitaka u godini na koju se 2. kliring odnosi: G [ ]WG2.kliring = W 2.kliring − W 2.kliring − W 2.kliring − W 2.kliring − W 2.kliring − W 2.kliring - W 2.kliring MWh/god (11) KODS MJERENI P1 P2 JR0 K0' K0 WG2.kliring W 2.kliring KODS [ ]k 2.kliring = ⋅ 100 % G Budući se proširenim analitičkim postupkom uobičajeno pretpostavlja jedinstveni (konstantni)godišnji koeficijent gubitaka, ovim radom se onda predlaže za mjesečne potrošnje KSK K0 u 2. obračunukoristiti: k 2.kliring G [ ] (12)MPK20.k,iliring = MPK2O.kDlirSin,ig ⋅ (1− 100 ) − MPM2.JkElirRinEgNI,i − MPP21.,kiliring − MPP22.k,iliring − MPJ2R.k0li,riing − MPK20.k',liiring MWh/god i = 1,..12 12 ∑W 2.kliring MPK20.k,iliring K0= i=1 Drugim riječima, očitanja potrošnje na OMM kupaca koji pripadaju KSK K0 koriste se kako bi seutvrdila zbirna godišnja potrošnja KSK K0 i slijedno kG2.kliring koeficijent gubitaka. Potonji se onda koristikao konstantan u svim mjesecima kalendarske godine u kojoj se primjenjuje i time određuje (ostvarene)obračunske mjesečne potrošnje svih OMM iz KSK K0 u promatranoj godini.4. DRUGI (NAKNADNI) OBRAČUN ENERGIJE URAVNOTEŽENJA SOZO-A Drugi (naknadni) izračun ostvarenja SOZO-a, i s njime povezani obračun energije uravnoteženjaizmeđu SOZO-a, svojstven je svim sustavima (zemljama) u kojima postoje OMM koja se očitavaju u

Str. 230vremenskim razdobljima koja su dulja od jednog mjeseca (što je uobičajeno obračunsko razdobljeodstupanja (npr. Slovenija [9], Austrija [10], Njemačka [11]). Za razliku od prvog obračuna, koji se usegmentu gubitaka u distribucijskom sustavu i mjesečnih potrošnji OMM koja pripadaju KSK K0(kućanstva) temelji na prognozama, drugim obračunom se uzimaju u obzir stvarna očitanja potrošnje nabrojilima te možebitne promjene u obračunskim podatcima koje su naknadno uočene (po okončanjuobračuna za neko obračunsko razdoblje odstupanja). Ovim se radom predlaže drugim obračunom vrednovati točnije određene gubitke električneenergije u distribucijskom sustavu. U nastavku su dani predloženi izrazi za izračun mjesečnih ostvarenjaisporuke opskrbljivača u drugom obračunu (kliringu) u dijelu koji se odnosi na OMM bez ugrađenih mjerilaza mjerenje snage i pohranu podataka o krivulji opterećenja. Radom se predlaže kao obračunskorazdoblje uravnoteženja u 2. obračunu energije uravnoteženja SOZO-ima koristi kalendarski mjesec(pristup kojeg koriste Austrija i Njemačka). Neke zemlje poput Slovenije koriste kalendarsku godinu.Potonje je tek prijedlog ovog rada utemeljen na praksi razmatranih europskih zemalja, a zapravo se naTEE u RH ima u skoroj budućnosti urediti pravilima organiziranja tržišta električne energije. MPK2S.kKlir−inOg,i je prema predloženoj metodologiji ostvarenje mjesečne potrošnje električne energijesvih OMM opskrbljivača „O“ koja pripadaju karakterističnoj skupini kupaca KSK. Izraz se koristi za izračunmjesečnih ostvarenja opskrbljivača u karakterističnim skupinama kupaca P1, P2, JR0 i K0'.MP 2 .kliring ,i = ∑ MP 2.kliring i=1,..12 KSK − O OMM ,i KSK =P1, P2, JR0, K0' OMM ∈KSK − O (13) Za KSK K0 se mjesečno ostvarenje pojedinih opskrbljivača MPK20.k−liOrin,ig mora odrediti na temeljuudjela potrošnje njima pripadajućih OMM iz KSK K0 u ukupnoj mjesečnoj potrošnji svih OMM iz KSK K0 udrugom obračunu, pri čemu je MPK20.k,iliring definirana izrazom (12). ∑ MPO2M.klMiri,nig (14) ∑MPK20.k−lirOin,gi = MPK20.k,liiring ⋅ OMM ∈K 0 − O i = 1,..12 MPO2M.klMiri,nig OMM ∈K 0 Onda je ostvarenje mjesečne potrošnje MPO2,.ikliring opskrbljivača „O“ u mjesecu „i“, u dijelu koji seodnosi na OMM bez ugrađenih mjerila za mjerenje snage i pohranu podataka o krivulji opterećenja,jednako zbroju ostvarenja mjesečne potrošnje u pojedinim KSK. MPO2,.ki liring = ∑ MPK2S.kKlir−inOg,i i = 1,..12 (15) KSK =P1, P2, JR0, K0', K0 Ako su poznata ostvarenja opskrbljivača „O“ u 2. kliringu, moguće je odrediti odstupanjeopskrbljivača u 2. kliringu u odnosu na ostvarenje iz 1. kliringa. U dijelu koji se odnosi na OMM bezintervalnog brojila (bez mjerenja KO), mjesečno odstupanje iznosi:( )odstupanje NEMJERENI−O,i = MPO2,.ki liring − MPO1.,ki liring i = 1,..12 (16) U dijelu koji se odnosi na OMM s intervalnim brojilom (OMM s mjerenjem KO), mjesečnoodstupanje iznosi:( )odstupanjeMJERENI−O,i = MPM2.JkElirRinEgNI−O,i − MPM1.JkElirRinEgNI−O,i i = 1,..12 (17) Ovdje je potrebno naglasiti kako bi, za razliku od odstupanja koja se odnose na OMM bezintervalnog brojila, odstupanja između ostvarenja 2. i 1. kliringa koja se odnose na OMM s intervalnimbrojilom trebala biti rijetka budući bi se većina uzroka odstupanja (npr. uočene pogreške u mjernimpodatcima) trebala rješavati u propisanom roku prigovora na obračun u 1. kliringu. Zbirno mjesečno odstupanje opskrbljivača „O“ u mjesecu „i“ iznosi:odstupanje O,i = odstupanje MJERENI −O,i + odstupanje NEMJERENI −O,i i = 1,..12 (18) Mjesečno odstupanje između 2. i 1. kliringa se pojavljuje i na račun gubitaka u distribucijskojmreži:

Str. 231odstupanjeG,i = MPK2O.kDlirSin,ig ⋅ k 2.kliring − MPK1O.kDlirSin,gi ⋅ k1G.kliring (19) G Za odstupanja gubitaka u distribucijskom sustavu odgovoran je ODS. Ukoliko se pretpostavi kako između 2. i 1. kliringa ne dolazi do odstupanja u iznosu potrošnje kojaodgovara krivulji opterećenja distribucijskog sustava, onda je bilanca mjesečnih odstupanja opskrbljivačai ODS-a na račun gubitaka jednaka nuli. Drugim riječima, zbirno mjesečno odstupanje svih subjekata(opskrbljivača i ODS-a na račun gubitaka) iznosi nula. Oni subjekti čija su odstupanja veća od nule plaćaju, a oni subjekti čija su odstupanja manja odnule dobivaju povrat novca na račun odstupanja ostvarenja između 2. i 1. kliringa. Ostvarenje u 2. kliringuveće od pretpostavljenog u 1. kliringu znači da je subjekt nabavio manje energije u promatranom mjesecunego li su potrošili (ostvarenje) njegovi kupci zbog čega je manje i platio za nabavu električne energijenego li je naplatio svojim kupcima. Stoga predmetnu razliku treba platiti. S druge pak strane ostvarenje u2. kliringu manje od pretpostavljenog u 1. kliringu znači da je subjekt kupio više energije u promatranommjesecu nego li su potrošili (ostvarenje) njegovi kupci zbog čega je više i platio za nabavu električneenergije nego li je naplatio svojim kupcima. Stoga predmetnu razliku treba nadoknaditi od subjekata čijisu kupci više trošili nego li je bilo prognozirano. Jednaki princip vrijedi i za ODS koji je „opskrbljivač“odgovoran za nabavu električne energije koja se troši za potrebe pokrivanja gubitaka distribucijskemreže. Analizom prakse drugih europskih zemalja moguće je primijetiti kako je uobičajeno u drugomobračunu (kliringu) odstupanja ne promatrati u odnosu na prijavljene ugovorne rasporede (kao u prvomobračunu), već spram ostvarenja potrošnje koja su korištena u prvom obračunu.5. ZAKLJUČAK U RH su od 1. travnja 2011. u primjeni Pravila primjene NKO kojima je definiran način izračunaostvarenja opskrbljivača u postupku obračuna energije uravnoteženja SOZO-ima. Pravila koriste proširenianalitički postupak izračuna krivulje ostvarenja opterećenja opskrbljivača za obračunska mjerna mjestakoja nemaju izmjerenu i potvrđenu krivulju opterećenja. Stupanje na snagu predmetnih Pravilakoincidiralo je sa službenim početkom naplate energije uravnoteženja opskrbljivačima kao subjektimaodgovornim za odstupanje na hrvatskom TEE. Utemeljeno na praktičnim iskustvima obračuna energijeuravnoteženja, kao i istoimenim postupcima u europskim zemljama, ovaj rad se bavi unaprjeđenjemnekih aspekta prijeboja i namire usluga uravnoteženja izravno od subjekata odgovornih za odstupanje.Tako rad sadrži prijedlog kako bi se na hrvatskom TEE mogao dodatno urediti te učiniti razvidnim: izračungodišnje i mjesečne potrošnje OMM bez mjerenja krivulje opterećenja, vrednovanje krivulje gubitakadistribucijskog sustava, te naknadni obračuni energije uravnoteženja SOZO-ima.6. LITERATURA[1] dostupno na poveznici: http://www.e- control.at/portal/page/portal/medienbibliothek/recht/dokumente/pdfs/ElWOG-2010-23-01-2013.pdf[2] dostupno na poveznici: http://www.apg.at/en/market/balancing[3] dostupno na poveznici: http://www.e-control.at/de/recht/bundesrecht/strom/verordnungen#2411[4] dostupno na poveznici: http://www.hep.hr/ods/opskrbljivaci/PRAVILA_NKO_potpisano.pdf[5] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava, Narodne novine (133/06, 135/11).[6] dostupno na poveznici: http://www.hep.hr/ods/opskrbljivaci/izracun.aspx[7] M. Skok et.al., „Prilagodba utvrđenih nadomjesnih krivulja opterećenja za korištenje sukladno usvojenim pravilima – Knjiga 2 (Prijedlog pravila primjene nadomjesnih krivulja opterećenja)“, Studija, EIHP, 2010.[8] M. Skok et.al., „Naknadni obračun zbog primjene nadomjesnih krivulja opterećenja, te ekonomski učinak na tržišne sudionike“, Studija, EIHP, 2012.[9] Pravila za delovanje organiziranega trga z električno energijo, Uradni list Republike Slovenije, št. 98/2009 i Pravila o spremembah in dopolnitvah Pravil za delovanje organiziranega trga z električno energijo, Uradni list Republike Slovenije št. 97/2011.[10] Sonstige Marktregeln, Kapitel 10, Informationsubermittlung von Netzbetreibern an andere Marktteilnehmer, Grundsatze des1. und 2. Clearings, (inačica v 2.2) http://www.apcs.at/apcs/regelwerk/aktuelle_version/soma-strom-kapitel-10-jan-2012-v2.2.pdf[11] Praxisleitfaden: Ermittlung und Abrechnung von Jahresmehr- und –mindermengen, 2007, BDEW. 10

Str. 232HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA C5-13ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ11. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 10. – 13. studenoga 2013.Meliha Džizić1 Elvisa Bećirović[email protected] [email protected]žad Hasanspahić[email protected] preduzeće Elektroprivreda Bosne i Hercegovine d.d. UPOZNAVANJE KARAKTERISTIKA POTROŠNJE I DEFINISANJE ZAMJENSKIH KRIVIH OPTEREĆENJA – JP ELEKTROPRIVREDA BiH d.d. SARAJEVO SAŽETAK Upoznavanje karakteristika potrošnje električne energije predstavlja jedan od važnih zadataka uokviru aktivnosti djelatnosti distribucije i opskrbe. Projekti implementacije sustava daljinskog očitanjabrojila električne energije koji su zapravo bazirani na elektronskim brojilima sa mogućnošću intervalnihočitanja potrošnje električne energije predstavljaju dobru polaznu osnovu za definiranje metodologijeodređivanja zamjenskih krivulja opterećenja. U radu su predstavljene osnovne aktivnosti koje je JPElektroprivreda BiH d.d. Sarajevo uradila na istraživanju zamjenskih krivulja opterećenja u proteklomperiodu i dat je kratki prikaz rezultata. Projekt istraživanja krivulja opterećenja je pokrenut na inicijativuregulatornih agencija u BiH, a provodi se uz asistenciju USAID-ovog Projekta podrške regulatornomokviru i reformi elektroenergetskog sektora u BiH (REAP). Ključne riječi: karakteristike potrošnje, krivulje opterećenja. ELECTRICITY CONSUMPTION CHARACTERISTICS ACQUISTION AND DEFINITION OF LOAD CURVES – JP ELEKTROPRIVREDA BiH d.d. SARAJEVO SUMMARY One of the important tasks in the electricity distribution and supply activity is the introduction andunderstanding of the electricity consumption characteristics. Implementation projects of remote reading ofelectricity meters, which are actually based on electronic meters with the possibility of interval readings ofelectricity consumption, represent a good starting point for defining the methodology for determination ofload profiling. This paper presents the main activities on load research/load profiling analysis undertakenby Public Enterprise Elektroprivreda BiH recently and a brief overview of the results is given. Thecomplete load research project is initiated by regulatory commissions in Bosnia and Herzegovina and isconducted with the assistance of USAID Regulatory and Energy Assistance Project in Bosnia andHerzegovina (REAP) program. Key words: load characteristics, load profiles.1 Stavovi izneseni u referatu su osobna mišljenja autora, nisu obvezujući za poduzeće/instituciju u kojoj jeautor zaposlen te se ne moraju nužno podudarati sa službenim stavovima poduzeća/institucije.

Str. 2331. UVOD Isporuka električne energije u uvjetima liberalizacije elektroenergetskog sektora, odnosnouvođenja tržišnih odnosa u elektroenergetski sektor, postaje predmet ugovora između kupca i jednog odopskrbljivača na tržištu. Kao i svaki ugovor, tako i ugovor za isporuku električne energije predstavljadogovor o cijeni isporučene električne energije u ovisnosti od količine i načina isporuke, a uz dogovorenuraspoloživost i kvalitetu isporuke. Dakle, opskrbljivaču je u cilju postizanja konkurentnosti na tržištuneophodna što točnija procjena zahtjeva kupca u pogledu ne samo količine nego i načina preuzimanja uugovorenom periodu – prognozirana krivulja opterećenja za promatrani period. Izazovi sa kojima sesusreću elektroprivredne djelatnosti opskrbe i distribucije u uvjetima liberalizacije elektroenergetskogsektora u pogledu upoznavanja karakteristika potrošnje i organizacije modela poslovanja ovih djelatnostisu jedan od posrednih ciljeva analiza krivulja opterećenja. Poznavanje krivulja opterećenja, stvarnih ili zamjenskih, za sve kupce omogućava konkurencijuna tržištu električne energije, posebno na maloprodajnom tržištu, jer omogućava malim kupcimapromjenu opskrbljivača. JP Elektroprivreda BiH d.d. – Sarajevo (JP EPBiH), u funkciji operatoradistributivnog sistema u skladu sa obavezama iz licence Regulatorne komisije za električnu energiju uFederaciji BiH (FERK) ima obvezu realiziranja odgovarajućih mjerenja električne energije, na način da semože pratiti dijagram opterećenja [1]. Pored toga, sukladno Pravilniku za tarifnu metodologiju i tarifnepostupke, od svibnja 2013. godine, u obvezi je i da dostavlja izvješće o provedenim aktivnostima narealizaciji plana po pitanju ugradnje odgovarajućih mjernih uređaja za potrebe vršenja analize krivuljaopterećenja [2], kao i da dostavlja plan i izvješće o opterećenjima po kategorijama/grupama kupaca [3]. U proteklom periodu u okviru djelatnosti distribucije aktivno su realizirani projekti ugradnjeintervalnih brojila na mjernim mjesta krajnjih kupaca električne energije, kao i projekti uvođenja sustavadaljinskog očitanja i upravljanja brojilima (AMM sistema). Uzimajući ove činjenice u obzir i potrebu da seubrzaju aktivnosti na analizi krivulja opterećenja, regulatorne agencije u BiH su inicirale pokretanjeprojekta analize dijagrama opterećenja. Projekt je pokrenut od strane USAID-ovog Projekta podrškeregulatornom okviru i reformi elektroenergetskog sektora u BiH (REAP) u listopadu 2011. godine i uprojekt su uključene sve tri elektroprivredne kompanije u BiH i JP Komunalno Brčko. U skladu sa definiranim planom rada Radne grupe za analizu dijagrama opterećenja uzasistenciju USAID-REAP programa [4], JP EPBiH je formirala Radnu grupu za implementaciju projekta nanivou JP EPBiH, koja je zadužena za provođenje samog projekta. Neposredni ciljevi projekta su: • Definiranje novih kategorija potrošača • Izrada karakterističnih krivulja opterećenja za odabrane kategorije kupaca • Određivanje maksimalnog opterećenja postojećih kategorija grupa potrošača • Određivanje faktora istovremenosti pojedinih kategorija potrošača Posredni ciljevi projekta su: • Efikasno upravljanje potrošnjom • Raspoređivanje troškova za potrebe tarifnog postupka • Definiranje aktivnosti u procesu obračuna debalansa U nastavku rada su date osnovne aktivnosti koje je JP EPBiH uradila na projektu istraživanjakrivulja opterećenja, zajedno sa kratkim pregledom rezultata istraživanja i prijedlogom budućeg pravcadjelovanja.2. OSNOVNI PODACI O PROJEKTU2.1. Metodologija odabira uzoraka U skladu sa Smjernicama pripremljenim od strane USAID-REAP za potrebe projekta, izvršen jeodabir uzoraka za kupce koji će biti uključeni u projekt analize krivulja opterećenja. Za kupce iz kategorijeKućanstva, izvršena je klasifikacija prema geografskoj lokaciji (gradsko, prigradsko, seosko područje),dok su kupci iz gradskog područja dalje klasificirani na one koji imaju gradsko grijanje iz toplana i oni kojinemaju. Na bazi navedene podjele, svi kupci iz kategorije kućanstva su klasificirani u četiri kategorije: • Gradsko područje sa grijanjem iz toplana • Gradsko područje bez grijanja iz toplana • Prigradsko • Seosko

Str. 234 Za svaku od četiri utvrđene grupe potrošnje je izračunata srednja vrijednost µ i standardnadevijacija σ potrošnje i izračunat je broj uzoraka za maksimalnu dozvoljenu grešku od 5% i intervalpouzdanosti od 95%, a na osnovu podataka o potrošnji električne energije za što su korištene bazepodataka o kupcima JP EPBiH. Na osnovu jednadžbe: n = ⎝⎛⎜⎜ σ ⎠⎞⎟⎟ 2 ⋅ z 2 (1) μ r 2izračunat je broj uzoraka n, gdje je:µ - srednja vrijednost potrošnje (kWh)σ - standardna devijacija potrošnje (kWh)r – maksimalno dopuštena greškaz – standardna normalna varijabla (za interval pouzdanosti od 95% z je jednako 1,96)n – veličina uzorkaS obzirom da u svakoj od promatranih grupa postoje kupci koji ne mogu predstavljatireprezentativan uzorak, odnosno koji s jedne strane nikako nemaju potrošnju električne energije ili jepotrošnja vrlo mala, te s druge strane kupci koji imaju jako veliku potrošnju, ukupan broj kupaca koji jedobiven izračunom je umanjen za kupce koji su prepoznati kao ekstremni slučajevi. U konačnici su svikupci čija je potrošnja ispod 0,05 prosječne potrošnje i iznad 1,95 prosječne potrošnje grupe izuzeti izanalize. Broj uzoraka dobiven nakon izuzimanja ekstremnih slučajeva je dat u tabeli 1.Tabela 1. Broj uzoraka za kupce iz kategorije kućanstva, sa izuzetim ekstremnim slučajevima Odabrana metodologija je verificirana od strane konsultanata projekta, pri čemu je konačni brojuzoraka za kupce iz kategorije Kućanstva određen na osnovu metoda stratificiranog nasumičnoguzorkovanja. Izvršena je podjela odabranih grupa po stratumima, te je izračunat broj uzoraka za snimanjekrivulja opterećenja. Konačan broj uzoraka po utvrđenim grupama potrošnje i geografskoj lokaciji dat je utabeli 2., uz napomenu da je konačan broj uzoraka uvećan u odnosu na prvobitni izračun broja uzorakaradi smanjenja mogućnosti pogreške u prikupljanju očitanja satnih opterećenja, a koji se realno mogujaviti u procesu očitanja. Tabela 2. Konačan broj uzoraka za kupce iz kategorije kućanstva Za kupce iz kategorije Ostala potrošnja na 0,4 kV bez mjerenja snage (komercijalni kupci), kupcisu klasificirani u skladu sa Smjernicama pripremljenim od strane USAID-REAP-a i statističkomklasifikacijom evropskih djelatnosti (NACE klasifikacijom). Ovaj podatak ne postoji kao zvaničan podataku bazama kupaca na nivou JP EPBiH, te je korištena određena metoda aproksimacije za pripremu ovogpodatka, a u svrhu realizacije ovog Projekta. Za odabir uzoraka kupaca iz ove kategorije potrošnje,

Str. 235korištena je ista metodologija kao i za kupce iz kategorije Kućanstva. Za svaku utvrđenu grupu jeizračunata srednja vrijednost µ i standardna devijacija σ potrošnje i izračunat je broj uzoraka zamaksimalnu dozvoljenu grešku od 5% i interval pouzdanosti od 95%. Na bazi statističkog proračuna sedobilo da je potreban broj uzoraka veći od broja kupaca, obzirom na disperziranost vrijednosti potrošnjeelektrične energije za kupce iz ove kategorije. Zbog toga su, kao i za kupce iz kategorije kućanstva,izuzeti ekstremni slučajevi tj. svi kupci čija je potrošnja ispod 0,05 prosječne potrošnje i iznad 1,95prosječne potrošnje grupe izuzeti su iz analize. Konačan broj uzoraka dobiven nakon izuzimanjaekstremnih slučajeva je dat u tabeli 3. Tabela 3. Broj uzoraka za kupce iz kategorije ostala potrošnja, sa izuzetim ekstremnim slučajevima Obzirom na činjenice da se radi o kupcima sa izrazito disperziranom potrošnjom električneenergije, te činjenicu da je podjela kupaca iz ove kategorije prema djelatnostima rađena procjenom, a uzuvažavanje podatka da je broj kupaca iz kategorije OP na 0,4 kV bez mjerenja snage koji se nalaze uAMM sistemu iznosi 668, na kraju je odlučeno da se analiza krivih opterećenja radi za ovih 668 kupaca,bez obzira što je statističkim metodama dobiveno da bi broj uzoraka trebao biti dosta veći (oko 2.000uzoraka). Ovo su zapravo u ovom trenutku stvarne mogućnosti za nastavak realizacije ovog projekta. Konačan broj uzoraka za kupce iz kategorije OP na 0,4 kV naponu bez mjerenja snage, pokategorijama, na osnovu koje je vršena analiza krivulja opterećenja je dat u tabeli 4. Tabela 4. Konačan broj uzoraka za kupce iz kategorije OP na 0,4 kV bez mjerenja snage Pored kupaca iz kategorija Kućanstva i OP na 0,4 kV bez mjerenja snage koji su inicijalno biliuključeni u Projekt Analize krivulja opterećenja, na nivou JP EPBiH je organizirano i praćenje krivuljaopterećenja za kupce na 110 kV, 35 kV i 10(20) kV, te kupce iz kategorije OP na 0,4 kV sa mjerenjemsnage, pri čemu je potrebno napomenuti da se ovaj projekt realizira usporedo sa projektomimplementacije sustava daljinskog očitanja brojila električne energije na nivou JP EPBiH, te u ovom radunisu bili dostupni podaci za kategoriju potrošnje OP na 0,4 kV sa mjerenjem snage.3. PREGLED REZULTATA OSTVARENIH TOKOM PROJEKTA Konačni rezultati istraživanja će biti poznati nakon što projekt bude završen, odnosno nakon štose prikupe podaci minimalno za jedan godišnji ciklus mjerenja kako je i navedeno u Smjernicama USAID-REAP. Podaci o ostvarenim rezultatima projekta u dosadašnjem tijeku su prikazani kao ilustracija u ovom

Str. 236radu. Podaci o krivuljama opterećenja su dati za mjesec svibanj 2013. godine, pri čemu su podaci okrivuljama opterećenja dobiveni temeljem mjerenja na mjernim mjestima (krivulja opterećenja sustava i zakupce na 110 kV naponu). Ostale krivulje opterećenja po kategorijama su dobivene temeljem prosječnihkrivulja opterećenja za pojedine kategorije i normiranja u odnosu na podatak o realiziranoj potrošnjielektrične energije kategorije potrošnje, a sukladno prezentiranoj metodologiji.3.1. Krivulje opterećenja – svibanj 2013. godine Na slici 1. dat je prikaz zbirne krivulje opterećenja sustava i kupaca po kategorijama potrošnje(kupci priključeni na 110 kV napon, kupci priključeni na 35 kV napon, kupci priključeni na 10 kV napon,kupci iz kategorije Kućanstva, kupci iz kategorije OP 0,4 kV bez mjerenja snage). Slika 1. Mjesečni dijagrami opterećenja sustava i kupaca iz kategorije 110 kV, 35 kV, 10 kV, kućanstva i OP 0,4 kV bez mjerenja snage3.2. Prikaz rezultata za kupce iz kategorije Kućanstva Kako je i definirano na samom početku projekta, osnovni cilj je bio upoznavanje karakteristikapotrošnje kupaca iz kategorije Kućanstva i OP 0,4 kV bez mjerenja snage. Na slici 2. su prikazane krivuljeopterećenja kupaca iz kategorije Kućanstva za period 01.- 08. svibanj 2013. godine (srijeda – utorak).Slika 2. Sedmodnevni dijagrami opterećenja kupaca iz kategorije Kućanstva 01.05. – 08.05.2013. godine po grupama potrošnje prema metodologiji uzorkovanja

Str. 237 Za slučaj odabira grupa na osnovu godišnje potrošnje električne energije, sedmodnevni dijagramiopterećenja kupaca iz kategorije Kućanstva prikazani su na slici 3.Slika 3. Sedmodnevni dijagrami opterećenja kupaca iz kategorije Kućanstva 01.05. – 08.05.2013. godine po odabranim grupama potrošnje Osnovni parametri krivulje opterećenja za kupce iz kategorije Domaćinstva prikazani su u Tabeli5, a na osnovu Smjernica USAID-REAP. Tabela 5. Osnovni parametri krivulja opterećenja kupaca iz kategorije Kućanstva 8251 Broj uzoraka 399,232 Pmax [kW] 86,273 Pmin [kW] 0,484 (2/1) Prosječno opterećenje po kupcu u vrijeme maksimuma opterećenja podkategorije [kW] 399,235 Najveći dnevni maksimum za podkategoriju [kW] 304,846 Najmanji dnevni maksimum za podkategoriju [kW] 0,767 (6/5) Relativni odnos 228,238 Srednja vrijednost snage za podkategoriju  0,229 (3/2) Relativni odnos minimalne i maksimalne snage 359,9810 Opterećenje podkategorije u vrijeme maksimalnog opterećenja sustava 0,9011 (10/2) Faktor jednovremenosti podkategorije Na osnovu prikazanih rezultata, za kupce iz kategorije Kućanstva, urađenim na osnovu podatakaprikupljenih u dosadašnjem periodu, zaključak bi bio sljedeći: • nema značajnijih razlika u krivuljama opterećenja za kupce iz gradskih, prigradskih i seoskih područja, a dodatna podjela prema opsezima potrošnje također ne pravi značajniju razliku u krivuljama opterećenja • zamjenske krivulje za kupce se značajnije razlikuju u slučaju podjele prema opsezima godišnje potrošnje, te je potrebno izvršiti dodatnu analizu u narednom periodu uz prethodni odabir karakterističnih opsega potrošnje • zamjenske krivulje opterećenja u radne dane i dan vikenda su također gotovo iste, s tim da postoji određena razlika krivulja opterećenja u nedjelju u odnosu na ostale dane Radi usporedbe, na sljedećoj slici dana je krivulja opterećenja kupaca iz kategorije Kućanstva zamjesece: veljača i svibanj 2013. godine. Očigledno je da oblik krivulje opterećenja nema značajnijihrazlika, uz napomenu da se nivo potrošnje razlikuje obzirom na period godine.

Str. 238 Slika 4. Usporedba mjesečnih dijagrama opterećenja kupaca iz kategorije Kućanstva za period veljača i svibanj 2013. godine3.3. Prikaz rezultata za kupce iz kategorije OP 0,4 kV bez mjerenja snage Za kupce iz kategorije Ostala potrošnja 0,4 kV bez mjerenja snage, sedmodnevni dijagramopterećenja prikazan je na slici 5.Slika 5. Sedmodnevni dijagrami opterećenja kupaca iz kategorije OP 0,4 kV bez mjerenja snage Osnovni parametri krivulje opterećenja za kupce iz kategorije OP 0,4 kV bez mjerenja snageprikazani su u Tabeli 6, a na osnovu Smjernica USAID-REAP.Tabela 6. Osnovni parametri krivulje opterećenja kupaca iz kategorije OP 0,4 bez mjerenja snage1 Broj uzoraka 5252 Pmax [kW] 767,803 Pmin [kW] 297,034 (2/1) Prosječno opterećenje po kupcu u vrijeme maksimuma opterećenja podkategorije [kW] 1,465 Najveći dnevni maksimum za podkategoriju [kW] 767,806 Najmanji dnevni maksimum za podkategoriju [kW] 474,077 (6/5) Relativni odnos 0,628 Srednja vrijednost snage za podkategoriju  488,229 (3/2) Relativni odnos minimalne i maksimalne snage 0,3910 Opterećenje podkategorije u vrijeme maksimalnog opterećenja sustava 491,0611 (10/2) Faktor jednovremenosti podkategorije 0,64

Str. 239 Radi obimnosti prikaza, nisu prikazane krivulje opterećenja po pojedinim klasifikatorima, odnosnoodabranim potkategorijama (NACE klasifikatori i USAID-REAP), te su dati prikazi krivulja opterećenja zasljedeće kategorije: Industrija, Uslužne djelatnosti i Administracija. Ove kategorije su napravljenegrupiranjem pojedinih klasifikatora, radi pojednostavljenja i sedmodnevni dijagrami opterećenja prikazanisu na slici 6. Slika 6. Sedmodnevni dijagrami opterećenja kupaca iz kategorije OP 0,4 kV bez mjerenja snage i odabrane grupe Analizirajući krivulju opterećenja za kupce iz kategorije OP na 0,4 kV, bez mjerenja snage,zaključak bi bio sljedeći: • vezano za dnevne krivulje opterećenja, postoji značajna razlika zamjenske krivulje opterećenja za nedjelju u odnosu na ostale dane u sedmici • krivulja opterećenja za dane praznika je različita u odnosu na ostale dane u mjesecu (01.05.2013.) • postoje razlike krivulja opterećenja po pojedinim potkategorijama i značajna disperzija potrošnje u odabranoj kategoriji Industrija, te će biti potrebno izvršiti dodatnu analizu odabrane grupe.4. ZAKLJUČAK Na osnovu dosadašnjih rezultata projekta analize krivulja opterećenja u periodu studeni 2011 –lipanj 2013 godine, iznosimo sljedeće pozitivne efekte ovog projekta za JP EPBiH: • ovaj projekt predstavlja primjer dobre prakse u svrhu kreiranja neophodnih uslova za funkcioniranje tržišta električne energije, • omogućen je bolji uvid u strukturu i ponašanje krajnjih kupaca električne energije, a što će omogućiti točnije planiranje potrošnje električne energije, • projekt će zapravo na jedan način potvrditi opravdanost implementacije AMM sistema u JP EPBiH. Uzimajući u obzir važeću legislativu, pravilnike, odluke i ostalu dokumentaciju koja se tiče kakorada elektroprivrednih djelatnosti tako i funkcioniranja tržišta električne energije, budući rad na projektuistraživanja krivulja opterećenja bi se trebao podijeliti u dva vremenska perioda: period do 01.01.2015.godine i period nakon 01.01.2015. godine. U periodu do 01.01.2015. godine, odnosno do kraja prelaznog perioda otvaranja tržišta, trebalo biuraditi sljedeće: 1. Odrediti krivulje opterećenja samo za postojeće kategorije i grupe kupaca, bez uvođenja novih grupa u zavisnosti od geografske lokacije, opsega potrošnje i drugih veličina koje utiču na konačnu krivulju opterećenja. Na ovaj način bi se stekli uslovi za ispunjenje obaveza koje je JP EPBiH ima, a vezane su za Pravilnik o tarifnoj metodologiji i tarifnim postupcima, kao i obveze iz Pravilnika o izvještavanju. 2. Na odgovarajućoj razini, donijeti dokumente kojima bi se definirali načini utvrđivanja i pravila primjene zamjenskih krivulja opterećenja.

Str. 240 3. Omogućiti implementaciju rezultata projekta u postojeću praksu elektroprivrednih kompanija sa ciljem unapređenja aktivnosti na praćenju karakteristika potrošnje električne energije. Od 01.01.2015. godine, nakon što se završi detaljna analiza krivulja opterećenja od strane svihelektroprivrednih kompanija, precizno definiraju sve aktivnosti vezano za obračun debalansa i primjenukrivulja opterećenja (stvarnih ili zamjenskih), kao i kompletiraju baze podataka o kupcima električneenergije, razmotriti mogućnost uvođenje novih zamjenskih krivulja opterećenja iz kojih će proizaći i novekategorije i grupe kupaca kao i nove cijene električne energije za utvrđene kategorije kupaca.5. LITERATURA[1] FERK, \"Pravilnik o snabdijevanju kvalificiranih kupaca električnom energijom“, svibanj 2012.[2] FERK, \"Pravilnik za tarifnu metodologiju i tarifne postupke“, svibanj 2013.[3] FERK, \"Pravilnik o izvještavanju“, studeni 2011.[4] USAID-REAP, \"Smjernice za izradu dijagrama opterećenja kupaca električne energije“, prosinac 2012. 9

Str. 241HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 2-08ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ11. simpozij o sustavu voĎenja EES-aOpatija, 10. – 12. studenoga 2014.Siniša Piplica [email protected] Plečko [email protected] Piliškić [email protected] – Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o. VERIFIKACIJSKI POSTUPCI ZA PRUŽATELJE POMOĆNIH USLUGA NA PODRUČJU SREDNJE EUROPE SAŽETAK U skladu s pozitivnim propisima Trećeg energetskog paketa Europske Unije operatori prijenosnihsustava potrebe za primarnom, sekundarnom i tercijarnom regulacijskom rezervom nabavljaju putemjavnog natječaja ili na neki drugi tržišno zasnovan način. Ovaj rad opisuje postupke verifikacije koji su preduvjet za sudjelovanje u javnom natječaju zapružanje pomoćnih usluga i uvjete sklapanja Okvirnog ugovora na regulacijskom području u nadležnostičetiri njemačka operatora prijenosnog sustava (50Hertz, TENNET, AMPRION i TransnetBW),regulacijskom području u nadležnosti austrijskog operatora prijenosnog sustava (APG) kao iregulacijskom području u nadležnosti švicarskog operatora prijenosnog sustava (SWISSGRID). Ključne riječi: regulacijsko područje, regulacijska rezerva, verifikacijski postupci, okvirni ugovor PREQUALIFICATION METHODS FOR PROVIDERS OF ANCILARY SERVICES IN CENTRAL EUROPE SUMMARY In accordance with the provisions of the Third energy package of the European Uniontransmission system operators procure the energy needed for the frequency containment, frequencyrestoration and replacement reserves by tendering or by other market based procurement. The paper describes the prequalification methods as a precondition to participate in tender forproviding ancillary services and conditions for signing the Framework contract on control area of fourGerman transmission system operators (50Hertz, TENNET, AMPRION i TransnetBW), control area ofAustrian transmission system operator (APG) and control area of Swiss transmission system operator(SWISSGRID). Key words: control area, reserves, prequalification methods, framework agreement/contract1. UVOD Osnovna tehnička i organizacijska načela regulacije od strane operatora prijenosnih sustavapojedinih regulacijskih područja i blokova u okviru sinkronog povezanog pogona kontinentalne Europepostavljena su definicijama i metodologijama iz Pravila pogona ENTSO-E regionalne grupe zakontinentalnu Europu (Pravila 1: Regulacija snage i frekvencije i provedba) te ostalim povezanim aktimaENTSO-E. Tržište pomoćnih usluga sustava utemeljuju institucionalni dogovori kojima se definira upravljanjepomoćnim uslugama sustava na dereguliranom tržištu električne energije. U skladu s pozitivnim 1

Str. 242propisima Trećeg energetskog paketa Europske Unije operatori prijenosnog sustava potrebe zaprimarnom, sekundarnom i tercijarnom regulacijskom rezervom nabavljaju na tržišno zasnovan,transparentan i nediskriminirajući način. Nabava pomoćnih usluga realizira se putem javnih natječaja ilina neki drugi tržišno zasnovani način. Većina zemalja srednje Europe provodi tržišno zasnovanemehanizme nabave pomoćnih usluga koristeći u tu svrhu razvijene internetske platforme. Usluge regulacijskih rezervi mogu pružati proizvodne jedinice bilo samostalno bilo udružene ugrupu unutar jedne bilančne skupine u svrhu pružanje pojedine usluge (tzv. Pool). Potencijalni ponuditeljusluge mora proći verifikacijski postupak kao preduvjet za sudjelovanje u javnom natječaju. Verifikacijskipostupak podrazumijeva niz ispitnih procedura i izjava kojima se utvrđuje da ponuditelj udovoljavaminimalnim zahtjevima propisanim za isporuku određene pomoćne usluge odnosno tehnička sposobnostproizvodnih jedinica kojima ponuditelj raspolaže za pružanje usluge. Jedan od uvjeta verifikacijskog postupka je i izjava potencijalnog ponuditelja o članstvu uodređenoj bilančnoj grupi odnosno izjava Voditelja bilančne grupe da je dotični ponuditelj član njegovebilančne grupe. Ispunjenjem svih zahtjeva verifikacijskog postupka ponuditelj usluge stječe mogućnost zasklapanje Okvirnog ugovora za izvršavanje naloga za rezervaciju primarne/sekundarne/tercijarne snage iisporuku električne energije za potrebe primarne/sekundarne/tercijarne regulacijske energije sOperatorom prijenosnog sustava. Okvirnim ugovorom definirani su i pojmovi odnosno pojašnjenja pojedinih izraza u smisluverifikacijskog postupaka za nabavu pojedinih regulacijskih rezervi. Pravila za mreže za upravljanje snagom i frekvencijom i rezerve (engl. The Load-FrequencyControl and Reserves Network Code – NC LFCR) spadaju u skupinu pravila za mreže koja se odnose navođenje sustava, a sastavljena su s ciljem postavljanja jasnih, objektivnih i usklađenih zahtjeva zaoperatore sustava i pružatelje usluga primarne, sekundarne i tercijarne regulacije kako bi se osiguralasigurnost sustava i doprinijelo nediskriminirajućem učinkovitom tržišnom natjecanju i efikasnomdjelovanju zajedničkog tržišta električne energije. Očekuje se da će NC LFCR pridonijeti usklađenom ikoordiniranom radu prijenosnih mreža i postizanju zadovoljavajuće razine kvalitete frekvencije stavljajućinaglasak na kriterije kvalitete frekvencije, sustav upravljanja frekvencijom, primarnu regulaciju (engl.frequency containment reserves), sekundarnu regulaciju (engl. frequency restoration reserves), tercijarnuregulaciju (engl. replacement reserves) i prekograničnu razmjenu rezerve. Primjena NC LFCR pridonijetće učinkovitom korištenju infrastrukture i resursa. Krajem pošle godine ACER je izdao pozitivno mišljenje ipreporuku Europskoj komisiji za usvajanje NC LCFR. U tijeku je njihova revizija od strane Europskekomisije prije nego li će započeti proces komitologije i usvajanja. Nakon stupanja na snagu novih Pravila,operatori prijenosnih sustava imat će zakonsku obvezu njihove primjene, odnosno usklađivanjamehanizama regulacije i nabave regulacijskih rezervi.2. VERIFIKACIJSKI POSTUPCI ZA PRUŽANJE REGULACIJSKI REZERVI U ŠVICARSKOMREGULACIJSKOM PODRUČJU2.1. Ispitivanje sposobnosti za pružanje usluge primarne regulacije Svaka proizvodna jedinica kao preduvjet za sudjelovanje u natječaju za pružanje usluge primarneregulacije mora biti preispitana na zahtijevane tehničke preduvjete. U verifikacijskom postupku provodi se metoda uključenja ispitnog signala na zadanu vrijednostfrekvencije odnosno istih parametara na turbinski regulator. U ovom postupku zadana vrijednost vrtnjeodnosno mrežne frekvencije unutar 10 sekundi spušta se od iznosa od 50 Hz na 49,8 Hz odnosnopovećava na 50,2 Hz (slika 1), te se nakon 30 sekundi očitava odstupanje snage. U pravilu se grupe strojeva odnosno generatori jedne proizvodne jedinice testiraju pojedinačno,ali u dogovoru s operatorom prijenosnog sustava i uz odgovarajuću izjavu vlasnika elektrane nijepotrebno testirati sve iste ili slične strojeve. [2] Zahtjevi u postupku ispitivanja su sljedeći:  točnost pretvornika: < 0.5 % (nazivna vrijednost, ako je moguće klasa 0.1);  vremenska rezolucija: 100 ms;  vrijeme snimanja: ≤ 30 min;  postavka zadane frekvencije: < 5 mHz. 2