HRO CIGRE ZBORNIK

Str. 43 1 – 08 Za bilateralne transakcije proizvoÿaþi i distribucije (ili veliki industrijski kupci odnosno udruženjakupaca) sklapaju meÿusobne bilateralne ugovore i dostavljaju ih neovisnom administratoru ugovora(Independent Contract Administrator – ICA), tko god on bio. (ICA osigurava da i prema ugovorimaEES radi sigurno i unutar ograniþenja. ICA dostavlja informacije OS-u na provoÿenje. OS je odgovoranza fiziþko upravljanje sustavom i održanje sigurnosti i pouzdanosti.) Odreÿeno tijelo mora biti odgovorno iza komunikacijske putove razmjene ugovornih podataka i mjerenja za izvoÿenje slijeÿenja optereüenja ustvarnom vremenu. U takvoj organizaciji proizvoÿaþ upravlja svojom proizvodnjom i slijedi predviÿenooptereüenje tako dugo dok optereüenje ne prijeÿe ugovorenu vrijednost. Odgovornost distribucije ilivelikog potrošaþa je trajno praüenje svojeg optereüenja i osiguranje zadovoljenja zahtjeva slijeÿenjaoptereüenja u skladu s ugovornim obvezama. Distribucija može upravljati svojim optereüenjem koristeüitehnike upravljanja na strani potrošnje (Demand Side Management – DSM). Za transakcije bazirane na udruženjima uþesnici rade ponude (kupnje i prodaje) i dostavljaju ihICA-u. Ponuda je odreÿena koliþina slijeÿenja optereüenja po danoj cijeni. ICA spaja ponude (uparujekupce i prodavaþe) uz uvjet zadovoljavajuüe ocjene ugovora. Mehanizmi uparivanja ponuda mogu seprimijeniti i u uparivanju ponuda za ugovore sekundarne regulacije. Cilj mehanizma uparivanja jemaksimiziranje broja prihvaüenih ponuda po svakom vremenskom razdoblju uparivanja. To jeekvivalentno klasiþnom naþinu rada buduüi da proizvoÿaþima upravlja jedinstveno centralno tijelo. Za ugovore regulacije podruþja ICA dobiva ugovore s proizvoÿaþima za regulaciju podruþja. Taregulacija je nužna zbog nepredviÿene i nerasporeÿene proizvodnje, promjena optereüenja i nerazmjernogudjela zbog odstupanja frekvencije koji udio postoji u sustavu. Promjena optereüenja uzrokuje promjenufrekvencije u iznosu ovisnom o karakteristikama turbinskih regulatora i frekvencijskoj karakteristici tereta usustavu. Svi regulatori koji su u primarnoj regulaciji, trenutaþno odgovaraju na tu promjenu frekvencije, bili oniukljuþeni u sekundarnu regulaciju ili ne. Predloženi pristup definira taj odziv regulatora kao ugovore regulacijepodruþja. Trošak podruþne regulacije može se raspodijeliti meÿu uþesnicima prema koeficijentima udjela. U novim okvirima postojat üe sve nabrojane funkcije, ali üe u žarištu biti konstrukcija ACE-a tenjegova raspodjela i dodjeljivanje na tržištu. U dereguliranom scenariju üe u praksi postojati velika raznolikost raznih ugovora. Neki od njih suslijedeüi. Najjednostavniji ugovor je za fiksnu snagu u fiksnom vremenskom periodu. Kako vrlo malokupaca troši snagu po fiksnoj tarifi, oþigledno je da üe kupac trebati nešto više od toga. Ugovor zapromjenljivu snagu se definira kao onaj ugovor po kojemu kupac može tražiti mijenjanje snage kojukupuje unutar odreÿenih parametara specificiranih ugovorom. To bi omoguüilo kupcu usklaÿivanje kupnjesa zahtjevima za snagom. Treüi tip se naziva ugovorom za usklaÿivanje optereüenja i može sesmatrati povezanim sa slijeÿenjem optereüenja. Kako je u današnjem vertikalno ustrojenom sustavuslijeÿenje optereüenja u odgovornosti elektroprivrede a potrošaþi ga posebno ne plaüaju, teško jepredvidjeti kako üe se s tim izaüi na kraj u dereguliranoj okolini. Jedna moguünost je da je kupacodgovoran za slijeÿenje vlastite potrošnje te üe u tom sluþaju ugovor s proizvoÿaþem zahtijevati odproizvoÿaþa da slijedi optereüenje usklaÿujuüi prema njemu svoju proizvodnju. Postoji više moguüih ustroja za regulaciju radne snage u dereguliranoj okolini, odreÿenihtime tko upravlja proizvodnjom, tko ima obvezu izvoditi sekundarnu regulaciju i koliko je tržište stvarnoslobodno. Najznaþajnija su tri moguüa primjera: t.zv. \"slobodna\" sekundarna regulacija, t.zv. \"obvezujuüa\"sekundarna regulacija i bilateralna sekundarna regulacija, koje se razvijaju od nepostojanja tržištasekundarne regulacije do potpuno raspodijeljenog tržišta, koji primjeri pokrivaju raspon moguüih ustrojasekundarne regulacije, [6]. \"Slobodna\" sekundarna regulacija je trenutna situacija u kojoj vertikalno integrirana elektroprivredaizdaje signale regulacije radne snage jedinicama u svojem vlasništvu radi izvoÿenja regulacije, bez posebnogtoka novca povezanog s tom funkcijom. Postoje neke oþigledne ekonomske nepraviþnosti u tojorganizaciji, ali s tehniþke toþke gledišta, sekundarna regulacija neüe biti znaþajan problem tako dugodok se udio proizvodnih jedinica kojima upravlja vertikalno integrirana elektroprivreda, u ukupnojproizvodnji, ne smanji do toþke u kojoj je brzina odziva jedinica ukupno u regulaciji pala blizu maksimalnebrzine promjene optereüenja. \"Obvezujuüa\" sekundarna regulacija je jedan vid regulacije u kojem Subjekt (najþešüe OS) nemaregulacijske kapacitete, ali ima obvezu provoditi sekundarnu regulaciju. U tom sluþaju, taj Subjekt morazakupiti potrebnu radnu snagu od proizvoÿaþa na kratkoroþnoj osnovi. Taj ustroj može funkcionirati smonopolom tog Subjekta na kupnju i preprodaju snage sekundarne regulacije, sa ili bez bilateralnih ugovora. U \"obvezujuüoj\" sekundarnoj regulaciji taj Subjekt izvodi regulacijski algoritam, mjereüi odstupanjefrekvencije i odstupanje snage neto razmjene i izdajuüi regulacijske signale proizvoÿaþima radi udešavanjanjihove proizvodnje. Izraþun regulacijske greške identiþan je izraþunu za sluþaj \"slobodne\" sekundarneregulacije jer je granica regulacijskog podruþja ista i obuhvaüa prijenos, proizvoÿaþe i distribucije koji su mupridijeljeni. 79

Str. 441 – 08 Susreüu se tri problema: veliki broj transakcija koje prelaze granice podruþja i koje trebaobuhvatiti prikladnom toþnošüu; dodjeljivanje regulacijske greške proizvoÿaþima i obraþunavanje. U bilateralnoj sekundarnoj regulaciji OS nema obvezu osigurati sekundarnu regulaciju.Distribucija-opskrba mora osiguravati ugovore za usklaÿivanje optereüenja (Load Management – LM) odproizvoÿaþa. Moguüa je i koegzistencija takvih bilateralnih LM ugovora s obvezom OS-a. U tom sluþajuOS je obvezan osigurati sekundarnu regulaciju distribucijama-opskrbama koje nemaju LM ugovore. U ustroju bilateralne sekundarne regulacije nema centralnog regulacijskog algoritma. Svakadistribucija mora kupovati sekundarnu regulaciju od jednog ili više proizvoÿaþa. Regulacija je u velikojmjeri decentralizirana. Svaki LM ugovor zahtijeva poseban regulacijski proces, iako ti regulacijski procesimoraju biti usklaÿeni radi održanja frekvencije sustava i minimiziranja greške vremena. Primjerkooperativnog decentraliziranog LFC-a ionako veü postoji u meÿupovezanom sustavu vertikalnoureÿenih elektroprivreda (interkonekciji), koji rješava u biti isti problem samo s mnogo manje uþesnika. Utom sustavu postoji odvojeni regulacijski proces za svako regulacijsko podruþje. Buduüi da se i za svakiLM ugovor zahtijeva poseban regulacijski proces, svakom ugovoru mora biti pridruženo jednoregulacijsko podruþje. Ta regulacijska podruþja su virtualna. Ona nastaju s poþetkom LM ugovora i nestaju s njegovimprestankom. Granica virtualnog regulacijskog podruþja (Virtual Control Area – VCA) obuhvaüa proizvoÿaþe idistribucije-opskrbe pridružene ugovoru, ali \"tokovi snaga na vodovima razmjene\" preko granice nisu mjerenevrijednosti nego su njihov dio dodijeljen ugovoru.5. ZAKLJUýAK S restrukturiranjem elektroprivrednog sektora nastaju znaþajne promjene u pogledu organizacije,pogona, korištene opreme i algoritama. Naravno da te promjene ne mogu i ne smiju nastupiti naglo, barem iztehniþkih (iako, naravno, i iz mnogih drugih) razloga. S druge strane, okolina (susjedi, Europa, UCTE) nasprisiljavaju da ih ubrzamo. Udio (po instaliranoj snazi) EES-a Hrvatske u interkonekciji UCTE nije velik, ali\"pravila igre\" vrijede za sve jednako. Dio tih pravila veü je \"u igri\" dulje vrijeme pa prijelaz i nije tako oštar. Zbog relativno male snage EES-a i udjela u interkonekciji UCTE, ustroj elektroprivrednog sektorau Hrvatskoj najvjerojatnije neüe poprimiti sve moguüe organizacijske i tržišne oblike kakvi se susreüu usvijetu, ali je nužno pripremiti se na promjene koje su pred vratima. Glavni cilj, ali i izazov, u restrukturiranju bit üe poveüanje ekonomije bez žrtvovanja sigurnosti pogona.U dereguliranoj okolini trebat üe, osim održanja prikladne razine sigurnosti, osigurati i djelotvorno tržišteelektriþne energije. Pojavit üe se tržište sekundarne regulacije frekvencije i snage odnosno energije. Pojavit üe se nove moguünosti stvaranja elastiþnih ustroja sekundarne regulacije poput: virtualnihregulacijskih podruþja i regulacije s preklapanjem. Porast transakcija izmeÿu regulacijskih podruþja zahtijevat üe proširene algoritme za njihovoprovoÿenje. Postojat üe više moguüih ustroja za regulaciju radne snage u dereguliranoj okolini. Mjerenje doprinosa u sekundarnoj regulaciji bit üe znaþajno. Trebat üe praviþnosti u dijeljenju ilidodjeljivanju regulacijskih napora te uspostave kriterija za procjenu i nadoknadu. LITERATURA[1] Fink, L.,H., Avramoviü, B., Adibi, M.,M., Papalexopoulos, A., Van Slyck, L., S., Wu, F., F., Real- time control and operation of power systems[2] Zadeh, K.,N., Meyer, R.,C., Cauley, G., Practices and New Concepts in Power System Control, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 11, No. 31, February 1996[3] Rajkoviü, P., ûaloviü, M., Pandiloviü, S., Obradoviü, N., Merenje i plaüanje regulacionih napora elektrana u decentralizovanim elektroprivredama, 11. Simpozijum STK 35 i STK 37 JUKO CIGRÉ, I.2, Herceg Novi, V/2002.[4] Maruejouls, N., Margotin, T., Trotignon, M., Dupuis, P., L., Tesseron, J.-M., Measurement of the Load Frequency Control System Service: Comparison Between American and European Indicators, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 15, No. 4, November 2000[5] Delfino, B., Fornari, F., Massuco, S., Mocenigo, M., Sforna, M., Evaluating Different Load- Frequency Control Schemes for Restructured Power Systems, 37/38/39-104, Cigré, Paris, 200080

Str. 45 1 – 08[6] Christie, R., D., Bose, A., Load Fequency Control In Power System Operation After Deregulation, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 11, No. 3, August 1996[7] Nargelas, A., Bikulþius, R., Flexible automatic generation control in the conditions of electricity market, 15th Triennial World Congress IFAC, Barcelona, 2002[8] Ilic, M., Skantze, P., Yu, C., N., Fink, L., Cardell, J., Power exchange for frequency control (PXFC), Proceedings of the IEEE PES Winter Meeting, New York, NY, January, 1999[9] Sheble, G. B., Computational auction mechanisms for restructured power industry operation, Kluwer Academic Publishers, Boston/Dordrecht/London, 1999[10] CALIFORNIA ISO (Independent System Operator), Technical Standard, ISO Generation monitoring and control requirements for AGC/Regulation units, 2001[11] CALIFORNIA ISO (Independent System Operator), Technical Specification, Remote Intelligent Gateway (RIG), Functional Specification, 2002[12] OSC, Information about the OSC a.s. company and it's activities, Appendix C: Selected excerpts from technical reports, C2: Design of an algorithm suitable for optimal power system control, Exerpt from the PhD thesis abstract: Findura,M., Control of large-scale non-linear system based on methods and means of artificial intelligence, PhD thesis, Technical University of Brno, Department of Control and Instrumentation, Brno, 1999[13] OSC a.s., Energy object terminal, Reference material, Brno, 2002[14] UCTE operation handbook (OpHB), Introduction, Policies and Appendices, 31.12.2003., http://www.ucte.org 81

Str. 46HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA C5-09ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 4. - 8. studenoga 2007.Silvio Brkić Silvia PiliškićHEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o. HEP-Operator prijenosnog sustava [email protected] [email protected] Međimorec Uroš SalobirHEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o. ELEKTRO – SLOVENIJA, [email protected] [email protected] KramarELEKTRO – SLOVENIJA, [email protected] PILOT-PROJEKT TRŽIŠTA ENERGIJOM URAVNOTEŽENJA U JUGOISTOČNOJ EUROPI SAŽETAK Osiguranje uravnoteženja elektroenergetskog sustava u realnom vremenu je nužno zaodržavanje propisanih kriterija pouzdanosti pogona i sigurnosti opskrbe te spada među glavne obvezesvakog operatora prijenosnog sustava. U jugoistočnoj Europi OPS-ovi se koriste različitim postupcima i mehanizmima za uravnoteženjavlastitih sustava, a krajem 2005. godine pod okriljem Energetske zajednice na Atenskom forumupokrenuta je inicijativa za analizom mogućnosti uspostave regionalnog tržišta energijom uravnoteženja ujugoistočnoj Europi u realnom vremenu. Stoga je u okviru nadležne podgrupe SETSO radne grupe pokrenut pilot-projekt sa ciljem da,uvažavajući postojeće odredbe nacionalnih zakona i zahtjeve UCTE-a po pitanju osiguranja energije zaprimarnu, sekundarnu i tercijarnu rezervu te prekogranične razmjene energije, a na osnovi iskustava saveć aktivnih regionalnih tržišta energijom uravnoteženja u drugim dijelovima Europe i analize stanja, ali imogućnosti u jugoistočnoj Europi, pripremi smjernice i procedure za moguću uspostavu takvog tržišta uregiji jugoistočne Europe. Ključne riječi: energija uravnoteženja, operator prijenosnog sustava, regionalno tržište energijom uravnoteženja PILOT-PROJECT OF BALANCING ELECTRICITY MARKET IN SOUTH-EAST EUROPE SUMMARY The security of balancing electric power supply in real time is necessary for maintenance ofdefined criterion of operation reliability and security of supply, and that is one of the main responsibilitiesof each transmission system operator. The TSOs of South-East Europe are using different procedures and mechanisms for balancing itsown systems. At the end of 2005 at the Athens Forum was launched, within framework of the EnergyCommunity, an initiative for analyzing the possibilities of establishing balancing regional electricity marketin South-East Europe in real time. 1

Str. 47 Therefore, the competent Subgroup of SETSO Task Force initiated the pilot-project in order toprepare guidelines and procedures for possible establishment of such market in the region of South-EastEurope, taking into consideration the existing provisions of national legislation and UCTE requirementsregarding primary, secondary and tertiary reserve and cross border energy exchanges as well asexperiences with existing regional balancing electricity markets in other parts of Europe taking inconsideration specific situation in the region of South-East Europe. Key words: balancing energy, transmission system operator, regional balancing energy market1. UVOD Iako se osnovna uloga operatora prijenosnog sustava (OPS) nije mnogo promijenila otvaranjemtržišta električnom energijom, značajno se promijenio način na koji OPS dobavlja energiju potrebnu da biispunio svoju osnovnu obvezu vođenja prijenosnog sustava. Nezavisan od ostalih sudionika na tržištu,OPS mora od različitih dobavljača putem komercijalnih ugovora pribavljati zakonom propisane uslugesustava (primarnu, sekundarnu, tercijarnu regulaciju, gubitke, crni start itd). Tržište energijom uravnoteženja u stvarnom vremenu omogućuje OPS-u da održava ravnotežu uelektroenergetskom sustavu. U dosadašnjoj praksi takva tržišta su se uglavnom formirala na nacionalnojrazini ili unutar pojedinih regulacijskih područja. Najnovija iskustva u Skandinaviji i nekolikozapadnoeuropskih država (Francuska, Njemačka) pokazuju da tržište energijom uravnoteženja ustvarnom vremenu može funkcionirati i kao prekogranično tržište. Stoga je Europska komisija krajem 2005. godine na Atenskom forumu pokrenula inicijativu zaanalizom mogućnosti uspostave regionalnog tržišta energijom uravnoteženja u stvarnom vremenu ujugoistočnoj Europi. Naime, tržišta električnom energijom u zemljama u jugoistočnoj Europi su relativno mala, aproizvodnja je uglavnom koncentrirana u dominantnim proizvodnim poduzećima. U takvom okruženjuteško je postići konkurentnost i motivirati proizvođače za sudjelovanje u tržišnom mehanizmu energijeuravnoteženja. Okupljanjem proizvodnih kapaciteta na regionalnoj ili podregionalnoj tržišnoj osnovi, OPS-ovidobivaju priliku za uravnoteženje svog sustava na učinkovitiji način. Veća ponuda izvora energijeuravnoteženja povećava sigurnost rada OPS-a. Pojedinačni proizvođači u regionalnom tržištu energijomuravnoteženja nude svoje usluge većem broju „kupaca“ (OPS-a), zbog čega se povećava njihovangažman i mogućnost zarade od energije uravnoteženja. S druge strane ukupni iznos troškova kojeOPS ima za osiguranje energije uravnoteženja smanjuje se izbjegavanjem dominacije pojedinihproizvođača u pružanju usluge uravnoteženja sustava. Uspostava cjelovitog regionalnog tržišta energije uravnoteženja pretpostavlja otvaranje svihgranica za razmjenu (ponuda i potražnja) energije uravnoteženja između operatora prijenosnih sustava uregiji te je stoga pokrenuta podgrupa „Upravljanje energijom uravnoteženja“ (Balance Management - BM)u okviru radne grupe SETSO (South East European Transmission System Operators) koja okupljaoperatore prijenosnih sustava iz zemalja jugoistočne Europe (Albanija, Austrija, BiH, Bugarska, CrnaGora, Grčka, Hrvatska, Italija, Mađarska, Makedonija, Rumunjska, Slovenija, Srbija, Turska, UNMIK-Kosovo). U prvoj godini rada podgrupe sa svojom stručnom i tehničkom potporom sudjelovali su ipredstavnici kanadskog SEETEC-a, višegodišnjeg regionalnog projekta Kanadske agencije zameđunarodni razvoj (CIDA). Cilj podgrupe je da na osnovu mehanizma regionalnog tržišta energijom uravnoteženja u realnomvremenu predloži pilot-projekt takvog tržišta, te da uvažavajući postojeće odredbe nacionalnih zakona izahtjeve UCTE-a po pitanju osiguranja energije za primarnu, sekundarnu i tercijarnu rezervu teprekogranične razmjene energije, a na osnovi iskustava sa već aktivnih regionalnih (odnosnoprekograničnih – u smislu granica regulacijskih područja pojedinih OPS-ova) tržišta energijomuravnoteženja u drugim dijelovima Europe (NORDEL, Francuska, Njemačka) i analize stanja, ali imogućnosti u jugoistočnoj Europi, pripremi smjernice i procedure za moguću uspostavu takvog tržišta uregiji jugoistočne Europe.2

Str. 482. REGIONALNI MEHANIZAM TRŽIŠTA ENERGIJOM URAVNOTEŽENJA2.1. Postojeće stanje U pripremi pogona, operatori prijenosnih sustava trebaju osigurati mogućnosti za uravnoteženjeelektroenergetskog sustava kako bi održali zahtjeve sigurnosti vođenja sustava u pojedinim regulacijskimpodručjima. U slučaju događaja u sustavu koji se ne mogu planirati niti predvidjeti u zadanim vremenskimokvirima trgovanja energijom dan unaprijed i unutar dana, operatori prijenosnog sustava moraju biti ustanju poduzeti određene aktivnosti kako bi su održala ravnoteža u sustavu. O takvim aktivnostima seodlučuje nakon usporedbe ukupne ugovorenih bilateralnih transakcija između sudionika na tržištu iukupnog izvoza i uvoza električne energije. Održavanje ravnoteže sustava operatori prijenosnih sustavaprovode različitim postupcima i mehanizima uravnoteženja, od kojih neki uključuju i sudionike na tržištukoji imaju mogućnost da raspolažu svojim izvorima blizu realnog vremena ili raspoređivanje izvoraraspoloživih putem ugovora o pomoćnim uslugama. Pregled postojećeg stanja u regiji jugoistočne Europe pokazao je da se postupci i mehanizmikojima se operatori prijenosnih sustava koriste za uravnoteženja vlastitih sustava bitno razlikuju, počevšiod onih koje se provode ručno sve do onih potpuno računalno upravljanih i automatiziranih. Osimprekogranične razmjene energije uravnoteženja u slučajevima međusobne ispomoći između susjednihOPS-ova u izvanrednim situacijama koja se najčešće nadoknađuje vraćanjem istih količina energije i kojaje ograničena po broju takvih transakcija, u regiji nisu uspostavljeni nikakvi organizirani mehanizmi zaprekograničnu razmjenu energije uravnoteženja.2.2. Osnovni principi Projekt je pokrenut sa ciljem da u što kraćem vremenskom periodu predloži u praksi primjenjiviregionalni mehanizam za prekograničnu razmjenu energije uravnoteženja, u kojemu bi operatoriprijenosnih sustava sudjelovali na dobrovoljnoj osnovi, bez obzira na neujednačenost razvoja različitihtržišta električne energije i na njima važećih tržišnih pravila. Slijedeći postojeća pravila i definirane rasporedne intervale za prekograničnu razmjenu energije uregiji, trenutno je jedina moguća prekogranična razmjena energije uravnoteženja u satnom rasporedu. Razvoj postupaka i alata za prekograničnu razmjenu energije uravnoteženja za posljedicu bitrebao imati poboljšane poslovne procese OPS-ova za prekograničnu razmjenu u danu realizacije, aunaprijeđenje razmjene satnih blokova energije uravnoteženja trebale bi rezultirati boljim iskorištenjempostojećih regionalnih mogućnosti i smanjenjem troškova uravnoteženja sustava. Programska podrška za regionalni mehanizam uravnoteženja prvenstveno će sadržavati funkcijeza određivanje raspoloživih prekograničnih prijenosnih kapaciteta i automatizirane postupke zaodređivanje rasporeda regionalne prekogranične razmjene energije uravnoteženja u danu realizacije(intra-day) između operatora prijenosnih sustava, a eventualno će se moći i dodatno koristiti zaprovođenje trgovanja energijom u danu realizacije te trgovanja za svrhu upravljanja zagušenjima u mreži. Nekoliko je ključnih pretpostavki za funkcioniranje regionalnog mehanizma energijeuravnoteženja: a) računanje i raspored preostalih prekograničnih prijenosnih kapaciteta između bilo koja dva operatora prijenosnog sustava (ne samo između susjednih područja) b) postupci kojima lista ponuda na tržištu energijom uravnoteženja postaje dostupna svim operatorima prijenosnog sustava uključujući postupak za utvrđivanje raspoloživosti prijenosnih kapaciteta od izvora do cilja (uvira / ponora) c) postupci kojima operatori prijenosnih sustava odabiru ponude sa zajedničke liste raspoloživih ponuda d) programska podrška i ugovorni odnosi.3. PREKOGRANIČNI PRIJENOSNI KAPACITETI3.1. Metoda izračuna Dvije su moguće metode koje predlaže ETSO (European Transmission System Operators) zaprikaz prijenosne mreže i određivanje prijenosnih kapaciteta: 3

Str. 49 a) pristup zasnovan na transakcijama tzv. ATC (Available Transmission Capacity - raspoloživi prekogranični prijenosni kapacitet) pristup b) pristup zasnovan na stvarnim tokovima tzv. PTDF-ABC (Power Transfer Distribution Factors- Available Border Capacity) pristup. Iako postoje dokazi da je PTDF-ABC pristup točniji, posebno u jako umreženoj regiji kao što jejugoistočna Europa, korištenje tog pristupa tek je u fazi testiranja pa je ATC pristup prikladniji. ATC pristup, osim što je mnogo jednostavniji, trenutno se koristi, kako u cijeloj Europi, tako i ujugoistočnoj Europi, za dodjelu prijenosnih kapaciteta putem aukcija na godišnjim, mjesečnim i danunaprijed razinama te je prikladno, da se na tom pristupu temelji i izračun preostalih prijenosnihkapaciteta za potrebe regionalnog mehanizma tržišta energijom uravnoteženja u danu realizacije.. Jedan od zaključaka spomenute podgrupe je da se ATC pristup može u svrhu rada mehanizmatržišta energijom uravnoteženja uspješno primjeniti kao pojednostavljeni slučaj PTDF-ABC pristupa. Nataj način ostavlja se mogućnost prijelaza na korištenje PTDF-ABC pristupa čim budu ispunjeni svi ostaliuvjeti za to.3.2. Načini osiguranja prekograničnih kapaciteta Prekogranični prijenosni kapaciteti se u najvećoj mjeri koriste za komercijalnu razmjenu energije idodjeljuje se putem prethodnih godišnjih, mjesečnih i dan unaprijed postupaka dodjele sukladno Uredbi1228/2003/EC. Dio kapaciteta rezervira se unaprijed za interventnu razmjenu („havarijsku ispomoć“) udanu realizacije (u obliku TRM – Transmission Reliability Margin / sigurnosna rezerva prekograničnogprijenosnog kapaciteta), ali ne i za uravnoteženje sustava u realnom vremenu.. Međutim, ipak postoje određeni prekogranični prijenosni kapaciteti koji bi, osim za razmjenu udanu realizacije, mogli biti raspoloživi i za regionalni mehanizam energije uravnoteženja : a) preostali kapacitet b) neiskorišteni kapacitet c) kapacitet koji se dobiva ponovnim izračunom za dan realizacije d) kapacitet koji se dobiva kao posljedica \"nettinga\" Preostali kapacitet je onaj koji je bio nuđen putem prethodnih postupaka dodjele prekograničnihprijenosnih kapaciteta, ali nije bio potpuno raspodijeljen, najvjerojatnije zbog nedostatka komercijalnoginteresa. Neiskorišteni kapacitet je onaj kapacitet koji je bio dodijeljen na nekom od prethodnih postupakadodjele prekograničnih prijenosnih kapaciteta, ali nije nominiran za korištenje u stvarnom vremenu te seprema \"Use-It-Or-Loose-It\" („koristi ili izgubi“) pravilu mora vratiti operatoru prijenosnog sustava i možebiti ponovo ponuđen na postupku dodjele u danu realizacije. Kapacitet koji se dobiva ponovnim izračunom za dan realizacije operator prijenosnog sustavaračuna na kraju dana prije realizacije kada ima bolji uvid u stvarne uvjete u mreži i kada za proračunmože koristiti manji TRM što omogućava ponudu više prijenosnih kapaciteta koji se mogu iskoristiti zarazmjenu u danu realizacije i za razmjenu energije uravnoteženja. \"Netting\" je postupak kada se u obzir uzima činjenica da transakcija u jednom smjeru na istojgranici „oslobađa“ kapacitet u suprotnom smjeru i time povećava ukupni dodatni raspoloživi prijenosnikapacitet u tom smjeru. Ovaj princip može se koristiti samo onda kada postoji čvrsta obveza izvršenjasvih unaprijed dogovorenih transakcija. Kako kod korištenja ATC pristupa dogovorene transakcije neodgovaraju sasvim stvarnim fizičkim tokovima, koristi se faktor prilagodbe \"Fnetting [%]\".3.3. Usklađivanje raspoloživih prijenosnih kapaciteta Za potrebe regionalnog mehanizma energije uravnoteženja operatori prijenosnih sustava morajuračunati i objavljivati NTC (Net Transmission Capacity) veličine za svaki smjer (uvoz i izvoz) na svakojsvojoj granici prema susjednim operatorima sustava za svaki sat u danu, dakle 24 vrijednosti na dan.Ovaj proračun trebao bi biti izvršen na dan D-1 nakon propisanog vremena zatvaranja tržišta za dan Dkada su već primljene sve nominacije za dan D. Te vrijednosti se također moraju ponovo računati u tijekudana realizacije. U slučaju kada dva susjedna operatora prijenosnih sustava izračunaju različite NTC veličine zaistu granicu i isti smjer, zbog jednostavnosti kod usklađivanja se primjenjuje pravilo da se kao mjerodavnauzima manja veličina.4

Str. 504. UPRAVLJANJE PONUDAMA ZA ENERGIJU URAVNOTEŽENJA Sve ponude za enegiju uravnoteženja koje dolaze od proizvođača ili drugih izvora iz različitihregulacijskih područja, kao i sve informacije o raspoloživosti tih ponuda kao i o izvoru, moraju u okviruregionalnog mehanizma biti dostupne operatorima prijenosnih sustava na tzv. zajedničkoj listiraspoloživih ponuda kako bi operator prijenosnog sustava koji želi koristiti ponude za energijuuravnoteženja imao točnu i aktualnu informaciju. Slika 1. primjer prikaza zajedničke liste raspoloživih ponuda Sve raspoložive ponude na zajedničkoj listi trebaju biti poredane prema cijeni tako da je onanajjeftinija uvijek prva. Zajednička lista raspoloživih ponuda podložna je ograničenjima u mreži i koriste jedecentralizirano svi operatori prijenosnih sustava koji sudjeluju u mehanizmu. Svaki operator prijenosnog sustava može postaviti prikupljene ponude iz svog regulacijskogpodručja na sučelje regionalnog mehanizma energije uravnoteženja i to u obliku satnih blokova energijeuravnoteženja koji počinju sa isporukom na početku sata. Ponude mogu biti za: a) regulaciju prema gore (upward), što znači za povećanje proizvodnje ili smanjenje opterećenja b) regulaciju prema dolje (downward), što znači za smanjenje proizvodnje ili povećanje opterećenja.Također ponude blokova energije mogu imati oznaku \"sve ili ništa\" („all or nothing“) što znači da seponuda može realizirati jedino u potpunosti.5. ODABIR PONUDA Operator prijenosnog sustava može biti zainteresiran za korištenje ponuda sa zajedničke listeraspoloživih ponuda u nekoliko tipičnih situacija kao što su npr. odstupanje od predviđenog dijagramaopterećenja ili neplanirani ispad veće proizvodne jednice. Odluku o tome hoće li za uravnoteženje koristiti ponudu sa regionalnog tržišta ili će koristitilokalne izvore energije uravnoteženja operator prijenosnog sustava mora biti u stanju donijeti u vrlokratkom vremenskom roku, najčešće u svega nekoliko minuta nakon nastupanja neplaniranog događaja. 5

Str. 51Da bi to bilo moguće, potreban je mehanizam koji će operatoru prijenosnog sustava priskrbiti informacijeu kratkom roku : a) o tome može li satni blok energije u MWh/h u traženom satu biti „isporučen“ do njegovih granica (računajući raspoložive prekogranične prijenosne kapacitete od izvora do uvira) b) o cijeni te energije (ponude su „pay-as-bid“, odnosno „plati koliko je ponuđeno“). Imajući u vidu gore spomenute zahtjeve predloženi način za odabir ponuda u regionalnommehanizmu energije uravnoteženja je decentralizirani i kontinuirani („continuous“) odabir ponuda. Decentralizirani odabir znači da OPS nezavisno od ostalih sudionika postavlja zahtjev zaenergijom uravnoteženja sa zajedničke liste raspoloživih ponuda. Ukoliko je izvodljiva u pogleduraspoloživih prekograničnih prijenosnih kapaciteta i OPS prihvaća ponuđenu cijenu, transakcija seautomatski uvodi u plan(ove) prekogranične razmjene putem programske podrške. Kontinuirano znači da se zahtjev za energijom uravnoteženja sa zajedničke liste može postaviti ubilo koje vrijeme u danu, a krajnji rok za postavljanje zahtjeva je u skladu sa rokovima za promjenu planaprekogranične razmjene definiranim u UCTE-u. Za vrijeme dok jedan OPS donosi odluku o tome hoće li prihvatiti ponudu, platforma je za ostalekorisnike blokirana (ne mogu postavljati zahtjeve ili ponude). U slučaju prihvaćanja ponude programska podrška izvršava slijedeće korake: a) ažurira zajedničku listu raspoloživih ponuda tj. izbrisati odabranu ponudu b) ponovo izračunava ATC vrijednosti na granicama obuhvaćenim transakcijom c) uklapa odabranu ponudu energije uravnoteženja u planove prekogranične razmjene d) aktivira odabrane ponude (poslati potvrdu odabranom ponuditelju koja mu je ponuda prihvaćena).⇒ Slika 2. odabir ponuda za energiju uravnoteženja6. OSTALE ZNAČAJKE6.1. Odnosi sa ostalim tržištima Regionalni mehanizam tržišta energije uravnoteženja će se preklapati sa ostalim postojećimnacionalnim tržištima energijom uravnoteženja ili dogovorenim postupcima uravnoteženja. Trgovanje udanu realizacije, tamo gdje je dozvoljeno nacionalnim pravilima, i regionalni mehanizam energijeuravnoteženja koristit će iste prekogranične prijenosne kapacitete. Zbog toga mehanizam tržišta energije uravnoteženja mora funkcionirati usklađeno sa ostalimvrstama trgovanja u danu realizacije.6.2. Izbjegavanje pojave zagušenja Primjenom decentraliziranog i kontinuranog postupka odabira ponuda sa zajedničke listeregionalnog mehanizma ne postoji mogućnost da se istovremeno pojave dva ili više zahtjeva za istimprekograničnim prijenosnim kapacitetom već se raspoloživi ATC koristi sve do njegove popune, dakle ne6

Str. 52postoji mogućnost pojave zagušenja u mreži uvjetovana transakcijama regionalnog mehanizma tržištaenergijom uravnoteženja.7. BUDUĆE AKTIVNOSTI U PRIMJENI REGIONALNOG MEHANIZMA ENERGIJE URAVNOTEŽENJA Da bi se omogućila razmjena energije uravnoteženja blizu stvarnog vremena između operatoraprijenosnih sustava i ostalih sudionika na tržištu potrebno je razviti prikladno informatičko sučelje(odnosno programsku podršku) koje će objedinjavati sve potrebne funkcije kao što su izračunraspoloživih prekograničnih prijenosnih kapaciteta, praćenje raspoložive energije za uravnoteženje iaktivaciju energije uravnoteženja pomoću sustava voznih redova. Dosada izvedeni testovi predloženogmehanizma pokazuju, da je u trenutačnoj fazi projekta baš na tom području najveći manjak znanja iiskustva. Međusobni odnosi između operatora prijenosnih sustava koji sudjeluju u regionalnom mehanizmutržišta energijom uravnoteženja trebaju biti definirani ugovorima, isto kao i odnosi između operatoraprijenosnog područja i lokalnih sudionika u mehanizmu energije uravnoteženja (ugovorni model u dvijerazine: međunarodna i lokalna). Za ispravno funkcioniranje regionalnog mehanizma također je potrebno definirati uloge svihsudionika, njihove obveze, međusobne odnose i poslovne procese koji će se odvijati između njih. Da bi sudjelovali u regionalnom mehanizmu energije uravnoteženja operatori prijenosnih sustavamorat će pribaviti suglasnosti nadležnih nacionalnih energetskih regulatornih tijela. Regulatorni odborEnergetske zajednice (ECRB) aktivno je uključen u projekt, te razmatra odgovarajuća regulatorna pitanjakako bi se olakšalo donošenje odluka nacionalnim regulatorima.8. ZAKLJUČAK Jedan od najznačajnijih rezultata rada SETSO radne grupe na području energije uravnoteženja ujugoistočnoj Europi je zaključak, da se regionalni mehanizam tržišta energijom uravnoteženja - ako setemelji na jednostavnom proizvodu satnog bloka energije - može uspostaviti u današnjem tehničkom ikomercijalnom okviru. To je u suprotnosti sa dosadašnjim raširenim stajalištem, da je za uspostavljenjebilo kojeg regionalnog mehanizma uravnoteženja potrebno prethodno usvajanje jednakog modela tržištaelektrične energije u svim zemljama regije. Predloženi mehanizam tržišta energijom uravnoteženja u jugoistočnoj Europi smanjuje potrebanopseg usklađivanja nacionalnih regulativa i ukupno vrijeme za uključenje pojedinačnih zemalja umehanizam, te na jednostavan način rješava pitanja izračuna i dodjele prekograničnih kapaciteta u ovusvrhu, upravljanje ponudama energije uravnoteženja, istovremeni uvid svih uključenih OPS-a u ponuduenergije uravnoteženja, uz ostale moguće pozitivne učinke za OPS-ove. Pojedinačni elementipredloženog mehanizma odabrani su u svrhu postupnog stvaranja cjelovitog, jednostavnog i učinkovitogkonačnog rješenja za regionalno tržište energijom uravnoteženja. Prijelaz iz rada s testnom programskom podrškom na realizaciju pilot-projekta zahtjeva razvojprikladnog informatičkog sučelja koje će objedinjavati sve potrebne funkcije kao što su izračunraspoloživih prekograničnih prijenosnih kapaciteta, praćenje raspoložive energije za uravnoteženje teaktiviranje energije uravnoteženja pomoću sustava voznih redova. Za takvu tehničku realizaciju pilot-projekta potrebno je i prethodno definirati ugovorne odnose svih sudionika.9. LITERATURA[1] \"SEE Regional Balancing Market General Design“, ETSO/SEETEC Open Discussion Paper, studeni 2006.[2] „ERGEG guidelines of Good Practice for Electricity Balancing Markets Integration“, lipanj 2006[3] \"Current State of Balance Management in South East Europe“, ETSO/SEETEC, svibanj 2006[4] „Key Issues in Facilitating Cross-Border Trading of Tertiary Reserves and Energy Balancing“, ETSO, svibanj 2006[5] „South East Europe Electricity Market Option Paper“, European Commission, studeni 2005[6] „Current State of Trading Tertiary Reserves Across Borders in Europe“, ETSO Report, studeni 2005 7

Str. 53[7] „ETSO position paper on TSO role in maintaining balance between supply and demand“, listopad 2005[8] „Current State of Balance Management in Europe“, ETSO, prosinac 20038

Str. 54HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA C5-14ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 4. - 8. studenoga 2007.Tanja Marijanić Damir KaravidovićHEP – Operator distribucijskog sustava d.o.o. HEP – Operator distribucijskog sustava [email protected] [email protected] NADOMJESNIH KRIVULJA OPTEREĆENJA NA TRŽIŠTU ELEKTRIČNE ENERGIJE SAŽETAK Otvaranjem tržišta električne energije krivulje opterećenja postaju od velike važnosti zaoblikovanje satnih planova proizvodnje, kupoprodaje električne energije, isporuke električne energijekupcima, a posebno za nadzor i obračun energije uravnoteženja. U radu su predstavljene zakonske obveze sudionika tržišta vezane uz nadomjesne krivuljeopterećenja zajedno s trenutnim načinom korištenja nadomjesnih krivulja opterećenja u Hrvatskoj tepredviđenom primjenom nakon potpunog otvaranja tržišta električne energije. Pobliže je opisan značaj nadomjesne krivulje opterećenja u agregiranju potrošnje na raziniOpskrbljivača te su prikazani mogući načini određivanja i uporabe i to: analitički postupak, koji je trenutnou primjeni, i sintetički, koji će se koristiti od zakonski utvrđenih rokova, a koji će rabiti nadomjesne krivuljeopterećenja karakterističnih skupina kupaca. Iznesen je pregled pozitivnih i negativnih iskustava nekiheuropskih zemalja pri oblikovanju i primjeni nadomjesnih krivulja opterećenja. Postupak istraživanja nadomjesnih krivulja opterećenja, pokrenut od strane Operatoradistribucijskog sustava, detaljno je opisan pri čemu je posebno istaknut utjecaj odabira kvalitetnog uzorkakupaca za istraživanje na konačni uspjeh istraživanja. Ključne riječi: analitički postupak, krivulje opterećenja, nadomjesne krivulje opterećenja, sintetički postupak, tržište električne energije APPLICATION OF STANDARD LOAD PROFILES SUMMARY Load profiling has always been used for consumption planning, as well as for system planningand maintenance. With the opening of electricity market load profiling becomes crucial for forming hourlycommitments of production, consumption, purchase or sale and performing balance settlement. The paper presents legislative obligations of market participants regarding load profiling. Special attention has been devoted to methods for defining standard load profiles: analyticapproach, which is currently used, and synthetic approach, which will be used after full market opening.Some European countries have already opened their electricity markets, so their experiences with loadprofiling can be useful. Currently used load profiles and the project that will establish Croatian standard load profileshave also been described. Key words: Analytic approach, electricity market, load profile, standard load profile, synthetic Approach 1

Str. 551. UVOD Poznavanje krivulja opterećenja mreže, čvora u mreži ili nekog voda, oduvijek je bilo od velikevažnosti. Krivulje opterećenja primjenjivale su se za planiranje potrošnje, planiranje razvoja i održavanjasustava, obračun potrošnje i naplatu [1], [2]. Uz navedeno, otvaranje tržišta električne energije i pravila onjegovom djelovanju postavljaju nove zahtjeve pred operatore prijenosnog i distribucijskog sustava,operatora tržišta i opskrbljivače. Jedan od zahtjeva je i poznavanje krivulja opterećenja kupaca [1]-[7]. Poznavanje krivulja opterećenja svih kupaca u vremenu obračunskog razdoblja moguće jeopremanjem obračunskih mjernih mjesta kupaca brojilima s mogućnošću mjerenja i pohrane krivuljeopterećenja. Opremanje obračunskih mjernih mjesta svih kupaca takvim brojilima je skup, složen i zaodređene kategorije kupaca gotovo nepotreban postupak, stoga za neke kategorije kupaca trenutno nijepredviđeno opremiti obračunsko mjerno mjesto mjerenjem i pohranom krivulje opterećenja već koristitipridjeljenu mu nadomjesnu krivulju opterećenja. Nadomjesna krivulja opterećenja ima smisao standardizirane krivulje opterećenja.2. ZAKONSKE OBVEZE I UTJECAJI OTVARANJA TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE Tržište električne energije u Hrvatskoj funkcionira u svojim prvim godinama i shodno toj činjenicinije još potpuno otvoreno (liberalizirano). Dinamika otvaranja tržišta električnom energijom kroz stjecanjestatusa povlaštenog kupca određena je stupanjem na snagu druge inačice Zakona o tržištu električneenergije, u prosincu 2004. godine. Najbitniji pokazatelji koji prate dinamički utjecaj otvaranja tržišta na krajnje kupce su:− Promjena opskrbljivača od strane kupaca – ovaj pokazatelj kazuje o utjecaju konkurencije u obliku promjene opskrbljivača ili promjena uvjeta isporuke kod postojećeg,− Cijena i kvaliteta usluge – pokazatelj povezan s ukupnim utjecajem otvaranja tržišta na kupce u obliku cijene i kvalitete usluge. Pravo kupaca na promjenu opskrbljivača električne energije ključni je element otvaranja tržištaelektrične energije. Broj kupaca koji su promijenili opskrbljivača i njihov udio na konkurentnom tržištuvažan je pokazatelj. Broj i količina ugovora kod kojih su promijenjeni uvjeti isporuke između kupca ipostojećeg opskrbljivača također ulaze u ovaj pokazatelj. Otvaranje tržišta uvodi ulogu operatora tržišta i pred sudionike tržišta postavlja nove obveze kaošto su:− Proizvođači, opskrbljivači i trgovci moraju operatoru tržišta dostavljati satne planove proizvodnje, potrošnje ili kupoprodaje [4]. Kako bi se oblikovali satni planovi potrošnje kupaca bez satnog mjerenja opterećenja nužno je poznavati njihove nadomjesne krivulje opterećenja.− Operator tržišta obračunava energije uravnoteženja na temelju prijavljenih ugovornih rasporeda i mjerenih veličina dostavljenih od operatora prijenosnog odnosno distribucijskog sustava.− Vjerodostojno predviđanje krivulja opterećenja načelo je pravilne raspodjele troškova koje nosi odstupanje od prijavljenog dnevnog rasporeda potrošnje ili energije uravnoteženja. U [5] je definirano prijelazno razdoblje do 31. prosinca 2008. godine do kraja kojega moraju bitiuspostavljene sve funkcije potpuno otvorenog tržišta električne energije. Obveza Operatoradistribucijskog sustava je do kraja navedenog prijelaznog razdoblja predložiti Operatoru prijenosnogsustava nadomjesne krivulje opterećenja i pravila njihove primjene. Nadomjesne krivulje opterećenjaoblikuju se za one skupine kupaca za koje, prema [8], nije propisano na obračunskim mjernim mjestimaimati mjerenje i pohranu podataka za oblikovanje krivulje opterećenja. Nakon usvajanja nadomjesnihkrivulja opterećenja i pridjeljivanja kupcima započet će se primjenjivati pravila obračuna energijeuravnoteženja. Do kraja prijelaznog razdoblja primjenjivat će se jedinstvena nadomjesna krivulja opterećenja zasve kupce prema obliku krivulje opterećenja elektroenergetskog sustava (vidjeti poglavlje 5.).3. NADOMJESNE KRIVULJE OPTEREĆENJA3.1. Uloga nadomjesne krivulje opterećenja u djelovanju tržišta Krajnji cilj svih pothvata u ustrojstvu novog elektroenergetskog sektora je uvođenje tržišnihodnosa u područje opskrbe kupaca električnom energijom. Svaki je kupac sa svojom potrošnjom glavni2

Str. 56korisnik, a time i razlog postojanja elektroenergetskog sustava. U tržišnim odnosima u elektroenergetskogsektoru kupac može birati opskrbljivača i s njim pregovarati o cijeni električne energije i snage. Polazišteu pregovorima opskrbljivač-kupac je kupčeva potrošnja promatrana kroz količinu i njen raspored u danu,tjednu i mjesecu promatrane godine. Dakle, ne samo količina potrošnje nego i slijednost u promatranomvremenskom razdoblju. Slijednost potrošnje čini krivulja opterećenja u promatranom vremenskomrazdoblju. Krivulja opterećenja ima važnost kod svih odnosa i za mnoge subjekte u elektroenergetskomsektoru kao primjerice za:− Operatora mreže – preopterećenja činitelja sustava, zagušenja vodova u prijenosu i distribuciji električne energije, troškovi nabave energije uravnoteženja, vođenje energije diferencijalnog bilančnog kruga (ovisi o organizaciji tržišta),− Opskrbljivača – nabava električne energije, prijava rasporeda potrošnje, utvrđivanje i plaćanje (ovisi o organizaciji tržišta) energije uravnoteženja,− Operatora tržišta - selektivno pridruživanje energije uravnoteženja opskrbljivačima,− Kupca – predstavljanje potrošnje kod izbora opskrbljivača, mogućnost utjecaja na smanjenje troškova za električnu energiju. Poznavanje slijednosti potrošnje kupaca uzima se kao najvažniji pokazatelj za ocjenu slobodnogmaloprodajnog tržišta električne energije. Poznavanje slijednosti potrošnje omogućava konkurenciju namaloprodajnom tržištu i taj pokazatelj omogućava procjenu lakoće ulaska i razinu moguće konkurencijeosobito u području maloprodaje. Također, postojanje standardnog profila opterećenja kod malih kupacapovećava konkurenciju na tržištu opskrbe i čak omogućava pravo malom kupcu promjene opskrbljivača.Odgovori na slijedeća pitanja su od bitne važnosti za djelovanje tržišta:− Treba li svaki kupac imati mjerenje i pohranjivanje krivulje opterećenja i− Kako utvrditi krivulju opterećenja kupca ako nema mjerenja snage i pohrane podataka. Na prvo pitanje za sada postoji odgovor u [8], a na drugo pitanje treba odgovoriti kroz ostvarenjestudije „Istraživanje i primjena krivulja opterećenja skupina karakterističnih kupaca na tržištu električneenergije“. Za oblikovanje i uporabu nadomjesnih krivulja opterećenja odabire se neka od metoda koje dajuprilično točan satni prikaz opterećenja. Dva su osnovna postupka. određivanja nadomjesnih krivuljaopterećenja analitički postupak (eng. „top-down\") i sintetički postupak (eng. „bottom-up\") [6], [9]. Analitički postupak, vidjet ćemo, u naravi stvara nadomjesnu krivulju za svakog kupca kod kojegase ne mjeri pomoću, a sintetički primjenjuje standardiziranu nadomjesnu krivulju u postupku utvrđivanjaenergije uravnoteženja.3.2. Analitički postupak Analitički postupak određivanja nadomjesne krivulje opterećenja polazi od ukupnog dnevnogunosa električne energije u distribucijski sustav raspoređene po satima, dakle od dnevnog satnogdijagrama opterećenja sustava. Od te se krivulje oduzimaju krivulje satnog ostvarenja potrošnje električneenergije za očekivane gubitke u distribucijskoj mreži te potrošnju na obračunskim mjernim mjestima smjerenjem i pohranom podataka o krivulji opterećenja. Preostala krivulja opterećenja (ASLP, eng. „adjusted system load profile\") se zatim raspodjeljujena sve kupce bez satnog mjerenja opterećenja [6], [9], [10]. Slikom 1. prikazan je način određivanja nadomjesnih krivulja opterećenja analitičkim postupkom.Dobivena preostala krivulja sustava koristi se svojim oblikom i slijednošću potrošnje kao nadomjesnakrivulja opterećenja, a potom se agregira za opskrbljivače ponaosob prema njihovom udjelu u potrošnjienergije za skupinu kupaca bez mjerenja i pohrane krivulje opterećenja za razdoblje prijave isporuke.3.2.1. Prednosti i nedostaci analitičkog postupka Temeljna prednost analitičkog postupka određivanju nadomjesnih krivulja opterećenja je trenutnadostupnost svih potrebnih podataka za potrebe njene uporabe. To proces uvođenja u uporabunadomjesne krivulja opterećenja čini jeftinijim i jednostavnijim, jer nema potrebe za nabavom opreme idodatnim istraživanjem mjerenjem niti uspostavu složenog informatičkog sustava za prikupljanje i obradumjernih podataka. Dakako, postupak ima nedostatke te donosi neke rizike. Ovako dobivene nadomjesne krivulje,rekli bismo na razini sustava, mogu biti nedovoljno točne za pojedinog kupca, što predstavlja većiproblem opskrbljivačima skupina kupaca sa specifičnim krivuljama opterećenja. To vodi k neopravdanoj 3

Str. 57raspodjeli energije uravnoteženja operatora tržišta prema opskrbljivačima, a isto tako opskrbljivača premakupcima. Psustava Ppreostalo PA PB Slika 1. primjena analitičkog postupka: utvrđivanje i uporabe nadomjesne krivulje opterećenja Operatori distribucijskih sustava pri primjeni analitičkog postupka nisu izloženi rizicima jer jesigurno da će se sva energija unesena u sustav raspodijeliti među kupcima odnosno njihovimopskrbljivačima. Najveći rizik u ovom slučaju snose opskrbljivači.3.3. Sintetički postupak Pri sintetičkom postupku utvrđivanja nadomjesne krivulje opterećenja ne postoji zajedničkakrivulja opterećenja za sve kupce na razini sustava koji nemaju mjerenje i pohranu krivulje opterećenja.Svakom se kupcu ponaosob dodjeljuje standardizirana nadomjesna krivulja opterećenja zavisno označajkama njegove potrošnje električne energije. Nadomjesne krivulje opterećenja se standardiziraju zaskupine kupaca u mreži operatora distribucijskog sustava, dakle one su zajedničke za skupine kupaca sasličnom potrošnjom. Nadomjesne krivulje opterećenja najčešće se standardiziraju za godišnju potrošnjuod 1.000 kWh [6]. Nadomjesna krivulja opterećenja pojedinog kupca dobiva se skaliranjem s njegovomočekivanom mjesečnom ili godišnjom potrošnjom ovisno o obračunskom razdoblju kupca [1], [6], [13]. Slika 2. prikazuje primjenu standardiziranih nadomjesnih krivulja opterećenja pridruženihkarakterističnim skupinama kupaca pri sintetičkim postupkom dobivanja preostale krivulje opterećenjakupaca pojedinog opskrbljivača. Prema [8], kupcima kategorije poduzetništvo s priključnom snagom manjom od 30 kW kao ikategoriji kućanstvo, ne mjeri se krivulja opterećenja već im se pridjeljuje prikladni oblik nadomjesnekrivulje. Oblik nadomjesne krivulje za temeljnu godišnju potrošnju umjerava se (skalira) za svakog kupcas odnosom stvarne i temeljne godišnje potrošnje. Zbrajanjem krivulja svih kupaca s nadomjesnomkrivuljom opterećenja opskrbljivač dobiva tzv. preostalu krivulju opterećenja za svoj prijavak satnograsporeda, a operator tržišta za sustav.4

Str. 58 PP PS PS Slika 2. primjena sintetičkog postupka: utvrđivanje i uporabe nadomjesne krivulje opterećenja Sinteza pojedinačnih nadomjesnih krivulja opterećenja trebala bi biti bliže stvarnoj preostalojkrivulji sustava nego li je to izvođenje nadomjesne krivulje iz preostale krivulje sustava i primjeneanalitičkog postupka. Svaki opskrbljivač koristi nadomjesne krivulje opterećenja svojih kupaca za stvaranje ukupnogsatnog plana isporuke koji prijavljuje operatoru tržišta. Opskrbljivaču je dopušteno za standardni oblikprognozirati odstupanja od planirane količine energije kod svojih kupaca.3.3.1. Rizici povezani s uporabom nadomjesnih krivulja u sintetičkom postupku Sintetičkim postupkom moguće je postići bolju vjerodostojnost primijenjene nadomjesne krivuljeopterećenja u odnosu na stvarnu. Troškovi energije uravnoteženja pridruženi jednom opskrbljivačupravilnije su raspoređeni kupcima jer se u obzir uzima struktura kupaca svakog opskrbljivača. Najveće mane ovog postupka su složenost i visok trošak istraživanja da bi se došlo dovjerodostojnih nadomjesnih krivulja opterećenja. Sintetički postupak podrazumijeva dugotrajnoistraživanje i mjerenje na velikom broju mjernih mjesta. Trošak povećava nabava prikladne mjerneopreme, tj. brojila s mogućnošću snimanja krivulje opterećenja te uspostava sustava za daljinsko očitanjebrojila i složena informatička potpora za prikupljanje podataka u pripremljene baze istraživačkih podataka. Povećanjem broja kategorija kupaca, odnosno nadomjesnih krivulja opterećenja pozitivno seutječe na mjernu nesigurnost i vjerodostojnost dobivenih krivulja, ali uz povećanje troškova istraživanja. Najveći financijski rizik u ovom slučaju snosi operator distribucijskog sustava jer se ukupnoodstupanje planirane od ostvarene potrošnje smatra njegovim gubitkom.4. PRIMJENA NADOMJESNIH KRIVULJA OPTEREĆENJA U NEKIM EUROPSKIM ZEMLJAMA Mnoge europske zemlje već su završile proces otvaranja tržišta pa je korisno razmotriti njihovupraksu i iskustva vezana uz nadomjesne krivulje opterećenja. Kao što se vidi iz Tablice I. [9], neke sezemlje odlučuju za primjenu analitičkog, a neke sintetičkog postupka. Također, mjerenje vršnog 5

Str. 59opterećenja kupaca u vremenskom slijedu u nekim je zemljama određeno priključnom snagom dok je uostalima određeno godišnjom potrošnjom energije ili oboje.Tablica I. mjerenje vršnog opterećenja i postupak primjene nadomjesnih krivulja opterećenja u nekim europskim zemljamaZEMLJA MJERENJE OPTEREĆENJA I NAČIN ODREĐIVANJA NADOMJESNE KRIVULJE OPTEREĆENJASlovenija • ¼ satno mjerenje snage i krivulje opterećenja za velike kupceNjemačka • Sintetički postupak za kupce priključne snage < 40 kW • ¼ satno mjerenje snage i krivulje opterećenja za velike kupce • Sintetički postupak za kupce s potrošnjom ≤ 100 MWh Finska • Satno mjerenje snage i krivulje opterećenja za velike kupceNorveška • Sintetički postupak za ostale kupce • Satno mjerenje snage i krivulje opterećenja za velike kupce • Analitički postupak za kupce s potrošnjom ≤ 400 MWh Švedska • Satno mjerenje snage i krivulje opterećenja za velike kupceVelika Britanija • Analitički postupak za ostale kupce • Satno mjerenje snage i krivulje opterećenja za velike kupce • Analitički postupak za kupce priključne snage iznad 100 kW Slijedi detaljniji opis primjene nadomjesnih krivulja opterećenja u Norveškoj koja koristi analitičkipostupak i Njemačkoj koja koristi krivulje dobivene sintetičkim postupkom.4.1. Norveška Tržište električne energije u Norveškoj službeno je otvoreno 1991. godine [10]. Nakon prvepromjene opskrbljivača došlo je do potrebe za mjerenjem satnog vršnog opterećenja kupaca s ciljemodređivanja potrošnje svakog opskrbljivača. Od svakog kupca koji se odlučio na promjenu opskrbljivača zahtjevan je priključak brojila zasatno mjerenje opterećenja. Uslugu mjerenja satnog opterećenja kupac ili novi opskrbljivač plaćali suvlasniku mreže. Obveza mjerenja satnog opterećenja kupaca koji su promijenili opskrbljivača diskriminirala je sveopskrbljivače osim dominantnog lokalnog opskrbljivača koji je dio vertikalno integriranog poduzeća. Kakobi se omogućila konkurencija među opskrbljivačima ukida se obveza mjerenja satnog opterećenja pripromjeni opskrbljivača te se kreće s oblikovanjem nadomjesnih krivulja opterećenja karakterističnihskupina kupaca sintetičkim postupkom. Zbog ranije opisanih rizika proizišlih iz sintetičkog postupka, ponajviše zbog izloženosti vlasnikamreže financijskim rizicima, prelazi se sa sintetičkog na analitički postupak. Za svakog od dvjestotinjakvlasnika mreže, tj. operatora distribucijskih sustava primjenjuje se jedinstvena preostala krivulja sustavadobivena oduzimanjem gubitaka i satno mjerenog opterećenja od satnog unosa energije u mrežu.4.2. Njemačka U Saveznoj državi Njemačkoj približno je 810 operatora distribucijske mreže i oko 1.050opskrbljivača [11]. Svi rade pod istim zakonodavstvom. Slijede temeljne značajke uporabe nadomjesnekrivulje opterećenja u poslovanju operatora distribucijskog sustava (ODS):− ODS može za praćenje opskrbe električnom energijom krajnjih kupaca godišnje potrošnje manje od 100.000 kWh primijeniti pojednostavljenu metodu standardne krivulje opterećenja i ne mora se upotrijebiti mjerenje promjene snage,− ODS može na tom pravilu utvrditi standardnu krivulju opterećenja također i za skupinu kupaca čija je godišnja pojedinačna potrošnja poznata i koja zajedno prelazi kriterij pojedinog kupca,− Standardne krivulje opterećenja moraju se oslanjati na tipične krivulje potrošnje slijedećih skupina krajnjih kupaca: − Obrtništvo, − Kućanstva (manje od 10.000 kWh godišnje), − Poljodjelstvo, − Kupci s nepromjenjivim opterećenjem,6

Snaga (MW) Str. 60 − Kupci s trošilima s prekidanjem potrošnje, − Kupci s trošilima za grijanje prostora na načelu pohrane toplinske energije. Bitne su razlike u primjeni analitičkog i sintetičkog postupka s gledišta koristi i rizika opskrbljivačai operatora distribucijskog sustava:− Sintetički postupak − razliku između prognozirane godišnje potrošnje i stvarne potrošnje kupaca nabavlja i isporučuje ODS, − obračun viška i manjka potrošnje odvija se između opskrbljivača i ODS-a, − obračun viška i manjka potrošnje se uzima u obzir kod utvrđivanja paušalnog dodatka kupcu, − ODS je nositelj rizika prije svega od temperaturno uvjetovanih odstupanja i pogreške u prognozi, − za opskrbljivače je prognoza jednostavna, svedena na obično zbrajanje, − troškovi energije uravnoteženja za ODS su imaju tendenciju biti visoki.− Analitički postupak − ukupna količina isporučene električne energije je kroz utvrđenu ostalu krivulju opterećenja već uravnotežena, − obračun viška i manjka je između opskrbljivača, s gledišta ODS-a to je igra sa zbrojem nula − opskrbljivač mora prognozirati temperaturno uvjetovana kolebanja potrošnje za bilančne krugove koje opskrbljuje, − ODS ne snosi nikakav temperaturni rizik, mora samo obuhvatiti energiju, − ako ustreba ODS mora prognozu ostalog opterećenja aktualizirati u tijeku i otposlati je.5. NADOMJESNE KRIVULJE OPTEREĆENJA U DJELOVANJU TRŽIŠTA ELEKTRIČNEENERGIJE U REPUBLICI HRVATSKOJ5.1. Primjena jedinstvene nadomjesne krivulje opterećenja Jedinstvena nadomjesna krivulja opterećenja za kategorije kupaca kod kojih su ugrađena brojilabez mogućnosti pohranjivanja podataka o energiji u obračunskom vremenskom razdoblju, dobivenaanalitičkim postupkom, primjenjivat će se u prijelaznom razdoblju do 31.12.2008. godine. 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Vrijeme (h) Slika 3. ukupna krivulja opterećenja sustava za karakterističnu srijedu Slikom 3. prikazana je ukupna krivulja opterećenja sustava za karakterističnu srijedu, dobivenapomoću podataka iz [12]. Iz ukupne krivulje opterećenja sustava izlučuju se ostvarene krivuljeopterećenja kupaca s mjerenjem krivulje opterećenja i to u vjerodostojnom obliku i raspodjeli ostvarenepotrošnje po satima. Preostala krivulja opterećenja svojim oblikom i energijom koju uokviruje pridjeljuje se svimkupcima koji nemaju mjerenje oblika, a s površinom ispod krivulje skaliranom na godišnju potrošnjuelektrične energije svakog pojedinog kupca. Tako nastaje nadomjesna krivulja opterećenja pojedinogkupca. Kako bude rastao broj brojila s mogućnošću pohrane krivulje opterećenja, odnosno kako budeveći dio ukupne potrošnje u sustavu mjeren ovim brojilima, u prijelaznom će razdoblju upotrijebljenapreostala krivulja opterećenja biti tim vjerodostojnija. 7

Snaga (kW) Str. 61 20 16 12 8 4 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Vrijeme (h) Slika 4. nadomjesna krivulja opterećenja karakteristične srijede za kupca s godišnjom potrošnjom od 100.000 kWh prema analitičkom postupku Slika 4. prikazuje krivulju opterećenja karakteristične srijede za kupca s godišnjom potrošnjom od100.000 kWh. Očito nadomjesna krivulja kupca slijedi oblik preostale krivulje sustava.5.2. Određivanje nadomjesnih krivulja opterećenja karakterističnih skupina kupacaistraživanjem Proces određivanja krivulja opterećenja u HEP-ODS-u započeo je odmah nakon stupanja nasnagu spomenutih podzakonskih akata [3]-[5]. Određivanje nadomjesnih krivulja opterećenja zahtjeva iscrpno istraživanje. Potrebno je mjeritiopterećenje reprezentativnog uzorka zamišljenih skupina kupaca s istim značajkama potrošnje u trajanjukoje će obuhvatiti i utjecaj sezone. Prvi izazov pri istraživanju krivulja opterećenja karakterističnih skupina kupaca je odabirreprezentativnog uzorka kupaca. Rješenje ovog problema započinje prethodnim određivanjemkarakterističnih skupina kupaca. Osnovne kategorije kupaca priključenih na niskonaponsku mrežu su kućanstva, poduzetništvo ijavna rasvjeta. Na krivulje opterećenja svake od njih utječe čitav skup čimbenika. U obzir treba biti uzeta i godišnja potrošnja kupaca istih značajki potrošnje, koja je u području odnekoliko tisuća kWh do nekoliko stotina tisuća kWh. Stoga se kupce iste skupine treba podijeliti uistraživačke razrede prema godišnjoj potrošnji. Opredjeljenje za prevelik broj skupina kupaca s nadomjesnom krivuljom opterećenja činiistraživanje i kasniju primjenu nadomjesnih krivulja opterećenja složenim i skupim. Ako se u istraživanjuipak odluči na veći broj istraživačkih skupina u primjeni treba biti samo prijeko potreban broj. Slijedeći korak je određivanje veličine uzorka za istraživanje. Veći broj kupaca uključenih uistraživanje povećava točnost rezultata, no ujedno i povećava trošak istraživanja. Nakon svega, istraživanje još uvijek može podbaciti, jer odabrani kupci ne moraju bitireprezentativni predstavnici svoje kategorije. Obzirom na ranije opisane rizike i njihove moguće posljedice, posebna se pažnja pridaje izborureprezentativnog uzorka kupaca za istraživanje. Kako bi se u istraživanje uključili odgovarajući kupcinužno je poznavati koji sve čimbenici utječu na oblikovanje krivulje opterećenja kupca.5.2.1. Čimbenici koji utječu na oblikovanje krivulje opterećenja Osnovne kategorije kupaca na niskonaponskoj mreži bez mjerenja i pohrane mjernih podataka zaoblikovanje krivulje opterećenja su kućanstva, poduzetništvo priključne snage ispod 30 kW i javnarasvjeta. Krivulje opterećenja kupaca kategorije kućanstvo određene su slijedećim čimbenicima:− Zemljopisni smještaj u sustavu,− Raspoloživost dodatnog energenta,− Gradska ili seoska obilježja kućanstva,− Postojanje dodatne djelatnosti kod seoskih kućanstava,− Karakteristični kućanski aparati,8

Str. 62− Tarifni model kućanstva,− Temperatura s utjecajem na potrošnju. Na krivulje opterećenja kupaca kategorije poduzetništvo najviše utječe djelatnost te radno vrijemepoduzetnika. Kod ove kategorije kupaca zemljopisni položaj nije presudan za oblikovanje krivuljeopterećenja, no svejedno ne treba biti zanemaren. Javna rasvjeta najjednostavnija je kategorija niskonaponskih kupaca. Bitni čimbenici supriključena snaga i vrijeme rada. Krivulja opterećenja ove kategorije kupaca gotovo je pravokutna, a udnevnom rasporedu zauzima točno određeni dio vremena. Uz karakteristike pojedinog kupca, na krivulje opterećenja utječe i tip dana (radni dan, vikend,praznik) i godišnje doba [1], [2]. Na primjer, krivulja opterećenja radnog dana određene skupine kupacarazlikuje se od krivulje opterećenja neradnog dana. To ne mora biti slučaj s nekom drugom skupinomkupaca. Potrošnja električne energije mijenja se i s temperaturom okoliša, stoga je uz mjerenjeopterećenja nužno mjeriti i temperaturu. Prosječne se temperature kasnije mogu koristiti za prilagodbustandardnih krivulja opterećenja i prognoziranje odstupanja.5.2.2. Određivanje uzorka i odabir kupaca za istraživanje Prema [14] sastav niskonaponskih kupaca priključenih na mrežu HEP-ODS-a je:− 1.962.554 kupaca kategorije kućanstvo,− 19.103 kupca kategorije javna rasvjeta,− 164.551 kupac kategorije poduzetništvo priključne snage ispod 30 kW i− 10.983 kupca kategorije poduzetništvo priključne snage 30 kW i više. Standardne krivulje opterećenja stoga moraju biti primjenjive na 2.146.208 kupaca, dok će svikupci kategorije poduzetništvo priključne snage iznad 30 kW uskoro imati mjerenje i pohranu podataka osnazi [8]. Prijeko je potrebno odrediti optimalnu veličinu uzorka za istraživanje jer opširno istraživanjeznatno povećava ionako velike troškove. Kako standardne krivulje opterećenja moraju vrijediti za2.146.208 kupaca, za istraživanje je odabran uzorak od 1.600 kupaca. Ti kupci već jesu ili će u svrhuistraživanja biti opremljeni mjernom opremom s mogućnošću snimanja krivulje opterećenja. Slijedeći je korak odabir kupaca za istraživanje. Kako bi rezultati istraživanja bili mjerodavni, nijedovoljno nasumce odabrati 1.600 kupaca za istraživanje. Pri odabiru kupaca za istraživanje u obzir trebauzeti sve ranije navedene čimbenike koji utječu na oblikovanje krivulje opterećenja. Prema timčimbenicima prethodno se određuju kategorije i podkategorije kupaca. Nakon odabira istraživačkih mjernih mjesta, a prije opremanja mjernih mjesta istraživačkommjernom opremom, s odabranim kupcima mora biti provedena anketa. Cilj ankete je prikupiti podatke označajkama trošila i načinu potrošnje električne energije. Poznavanje prirode potrošnje pojedinog kupcaomogućava uvažavanje posebnosti i odabir prikladnih kupaca za potrebe istraživanja. Kada se mjerna mjesta opreme potrebnom istraživačkom mjernom opremom, ista će ostati nalokaciji kupca i nakon završetka istraživanja, kako bi se pratilo potvrđivanje primijenjene standardnenadomjesne krivulje.6. PRIMJENA STANDARDNIH KRIVULJA OPTEREĆENJA U SINTETIČKOM POSTUPKU Kao što je ranije navedeno, kod potpuno otvorenog tržišta električne energije nadomjesne krivuljeopterećenja koriste se pri oblikovanju satnih planova proizvodnje, potrošnje i kupoprodaje energije. Jednom kad se oblikuju, nadomjesne krivulje opterećenja ostat će nepromijenjene sigurno jednugodinu. Jedina prilagodba je skaliranje prema stvarnoj temperaturi i drugim utjecajnim činiteljima. Kako bi se u toj prvoj godini primjene izbjegli veliki iznosi energije uravnoteženja prijeko jepotrebno oblikovati pravila primjene nadomjesnih krivulja opterećenja. Ta pravila moraju definiratipridjeljivanje nadomjesnih krivulja kako postojećim tako i novim kupcima. Pri pridjeljivanju nadomjesnih krivulja opterećenja postojećim kupcima korisni će biti ranijedefinirani čimbenici. Za pridjeljivanje krivulja novim kupcima kategorije kućanstvo zasigurno će korisna bitianketa provedena kod uzorka kupaca za istraživanje te će se prema planiranom načinu potrošnjekućanstva moći izabrati relativno prikladna nadomjesna krivulja. Poseban problem pri pridjeljivanju nadomjesnih krivulja postojećim kupcima kategorijepoduzetništvo predstavlja djelatnost poduzetnika. Isti se problem javlja i kod odabira kupaca zaistraživanje. Kako baze podataka HEP-ODS-a o postojećim kupcima ne sadržavaju opis djelatnosti 9

Str. 63poduzetnika, a jedan poduzetnik je često registriran za obavljanje većeg broja djelatnosti, ostaje pitanjekoja je od tih djelatnosti s gledišta potrošnje osnovna. Kao i kod kućanstva, za pridjeljivanje krivulja novimpoduzetnicima koristit će anketa o planiranom načinu i značajkama potrošnje električne energije.7. ZAKLJUČAK Prema zakonodavnom okviru, do potpunog otvaranja tržišta u razdoblju do 31. prosinca 2008.godine primjenjivat će se analitički postupak pridjeljivanja nadomjesne krivulje opterećenja kupcima kojine moraju imati mjerenje i pohranu krivulje opterećenja, pri čemu se opskrbljivaču tarifnih kupaca, a time itarifnim kupcima neće naplaćivati energija uravnoteženja. Do isteka prijelaznog razdoblja moraju se kod navedenih kupaca provesti istraživanja značajkipotrošnje radi utvrđivanja standardnih oblika nadomjesnih krivulja opterećenja. Nakon što se kupcimapridijele nadomjesne krivulje opterećenja, započinje njihova primjena kroz sintetički postupak oblikovanjaugovornih rasporeda opskrbljivača i pri obračunu energije uravnoteženja. Uporaba standardnih krivulja opterećenja karakterističnih skupina kupaca sintetičkim postupkomveliki je izazov za operatora distribucijskog sustava i za tržišne odnose u elektroenergetskom sektoru RH. Standardna krivulja opterećenja služi za utvrđivanje odstupanja od ugovornog rasporeda(bilance) kao „pseudo mjerenje tijeka opterećenja“. Ocjena uspješnosti istraživanja, oblikovanja standardnih nadomjesnih krivulja opterećenja,njihovo pridjeljivanje skupinama kupaca i njihova uporaba u utvrđivanju energije uravnoteženjaopskrbljivača i kupaca moći će se iskazati tek godinu nakon početka primjene. Uspjeh sintetičkog postupka će se temeljiti na usporedbi s okolnostima primjene analitičkogpostupka. Pojednostavljeno, projekt utvrđivanja i primjene nadomjesnih krivulja opterećenja bit ćeuspješno ostvaren jedino ako će usvojene standardne nadomjesne krivulje opterećenja bolje ocrtavatipotrošnju kupaca u obračunskom razdoblju od onih dobivenih analitičkim postupkom, a potonje će seprepoznati kroz nedvojbenosti u pridruživanju energije uravnoteženja kupcu.8. LITERATURA[1] S. Gašperič, D. Gerbec, F. Gubina, \"Determination of the consumers’ load profiles\", TELMARK, Discussion forum 1: Technology evolution for future European electricity markets, London, rujan 2002. Dostupno na: http://www.telmark.org[2] D. Gerbec, I. Šmon, S. Gašperič, F. Gubina, \"Slovenian consumers’ load profiles determination\", Electrotechnical Review, Ljubljana, 2004.[3] Zakon o tržištu električne energije, Narodne novine, broj 177/04, prosinac 2004.[4] Pravila djelovanja tržišta električne energije, Narodne novine, broj 135/06, prosinac 2006.[5] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava, Narodne novine, broj 133/06, 2006.[6] T.G. Werner, \"Load profiling in Germany\", TELMARK, Discussion forum 1: Technology evolution for future European electricity markets, London, rujan 2002. Dostupno na: http://www.telmark.org[7] G. Chicco, R. Napoli, F. Piglione, P. Postolache, M. Scutariu, C. Toader, \"A review of concepts and techniques for emergent customer categorisation\", TELMARK, Discussion forum 1: Technology evolution for future European electricity markets, London, rujan 2002. Dostupno na: http://www.telmark.org[8] Mrežna pravila elektroenergetskog sustava, Narodne novine, broj 36/06, ožujak 2006.[9] \"Metering, load profiles and settlement in deregulated markets\", System Tariff Issues Working Group, Eurelectric, ožujak 2000. Dostupno na: http://www.eurelectric.org[10] T. Johassen, \"Opening of the power market to end users in Norway 1991-1999\", Report no. 2, Norwegian Water Resources and Energy Administration, prosinac 1998. Dostupno na: http://www.nve.no[11] Dostupno na: http://www.vdn-berlin.de[12] D. Karavidović, „Neke važne teze o nadomjesnoj krivulji opterećenja“, pripremni rad, siječanj 2007.[13] HEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o., Godišnje izvješće, 2005.[14] J.V. Paatero, P.D. Lund, \"A model for generating household electricity load profiles\", International Journal of Energy Research, 2005. 273-290[15] HEP-Operator distribucijskog sustava d.o.o., Godišnje izvješće, 2005.10

Str. 64HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA C5-07ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 4. - 8. studenoga 2007.Robert Baričević Ana ŠkarićHEP-ODS d.o.o. HEP-ODS [email protected] [email protected] Jurković ŽuvelaHEP – Opskrba [email protected] POLOŽAJ KUPACA ELEKTRIČNE ENERGIJE U NOVONASTALIM UVJETIMA NA TRŽIŠTU SAŽETAK U referatu je opisan utjecaj ugovaranja opskrbe električnom energijom na poslovanje povlaštenihkupaca na otvorenom tržištu. Pri tome je dan naglasak na procesu planiranja potrošnje, procesu koji uuvjetima otvorenog tržišta dobiva značajnu ulogu, obzirom na sustav plaćanja energije uravnoteženja. Saspekta planiranja potrošnje, odnosno obračuna energije uravnoteženja, u članku su posebno obrađene3 grupe kupaca. Ključne riječi: tržište, energija uravnoteženja, povlašteni kupci, planiranje ELIGIBLE CUSTOMERS IN OPEN MARKET ENVIROMENT SUMMARY Electricity supply contracting in open market environment can influence eligible customersbusiness activities, as described in this article. Electricity consumption planning process, due tointroduction of balance energy charge, is getting even more important. Three different groups ofcustomers are analyzed from the aspect of planning processes and balancing energy charge. Key words: market, balancing energy, eligible costumers, planning1. UVOD1.1. Zakonski okvir Zakon o tržištu električne energije, Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti i Zakon o izmjenamai dopunama zakona o energiji, koji su doneseni i stupili na snagu u prosincu 2004. godine, potaknuli suorganizacijske promjene unutar HEP grupe te izmjene i donošenje novih podzakonskih akata.Zakonski okviri definirali su, između ostalog, i dinamiku otvaranja tržišta. U trenutku pisanja ovog referatau Hrvatskoj ima 113 povlaštenih kupaca, dok sa 1. srpnjem 2007. godine status povlaštenog kupcaostvaruju svi poduzetnici, njih preko 150.000. Ugovorni odnosi te načini ugovaranja između opskrbljivača i povlaštenih kupaca definirani suOpćim uvjetima za opskrbu električnom energijom (NN 14/2006). Na odnose između sudionika na tržištunajviše utječu podzakonski akti doneseni u prosincu 2006. godine: Pravila o uravnoteženjuelektroenergetskog sustava (NN 133/2006), Metodologija za pružanje usluga uravnoteženja električne 1

Str. 65energije u elektroenergetskom sustavu (NN 133/2006) te Pravila djelovanja tržišta električne energije (NN135/2006).Navedeni podzakonski akti stvorili su preduvjete za pregovore s povlaštenim kupcima.1.2. Povlašteni kupci Pod pojmom „povlašteni kupac“ kupci najčešće podrazumijevaju, povoljniju (nižu) cijenuelektrične energije, a zanemaruju ostale obveze koje proistječu iz statusa povlaštenog kupca.Prema važećoj zakonskoj regulativi, povlašteni kupac sklapa dva Ugovora (umjesto dosadašnjeg jednog)i to Ugovor o opskrbi povlaštenog kupca i Ugovor o korištenju mreže povlaštenog kupca.Prijenos i distribucija električne energije su regulirane djelatnosti. Način obračuna korištenja mrežedefiniran je Tarifnim sustavom za prijenos električne energije, bez visine tarifnih stavki (NN 143/2006) iTarifnim sustavom za distribuciju električne energije, bez visine tarifnih stavki (NN 143/2006). Visinutarifnih stavki utvrđuje Vlada Republike Hrvatske i one se primjenjuju na sve kupce. Proizvodnjaelektrične energije za povlaštene kupce je tržišna djelatnost te je, iz tog razloga, cijena proizvodnjepodložna slobodnom ugovaranju. Otvaranje tržišta električne energije, u teoriji, bi trebalo rezultirati snižavanjem cijene električneenergije, iz razloga što se na tržištu pojavljuje više ponuđača i stvara se konkurencija. Međutim, namećese pitanje: „Što se dešava s cijenom proizvoda ukoliko istog na tržištu nema dovoljno?“. U referatu je dan osvrt na položaj povlaštenog kupca i njegovu ulogu u procesu otvaranja tržištaelektrične energije. Analizirani su utjecaji obračuna energije uravnoteženja opskrbljivača ovisno o graniindustrije koju opskrbljuje. Obračun energije uravnoteženja posljedica je neispunjavanja plana potrošnje.1.3. Cijena električne energije Tržište električne energije u Hrvatskoj se ubrzano otvara i donosi sa sobom niz otvorenih pitanja.Nažalost, zbog kratkog perioda prilagodbe problemi se uočavaju tek kad nastupe te se kasni s njihovimrješavanjem. Većina povlaštenih kupca nije upoznata sa zakonskom regulativom što dodatno otežavaprovođenje iste. Potreba za sustavnim informiranjem javnosti o procesu otvaranju tržišta električneenergije i novostima koje on donosi, sve je veća. Povlašteni kupci uvjereni su da je status „povlašteni“ prvenstveno povezan s cijenom električneenergije, odnosno da sa sobom automatski nosi i nižu cijenu električne energije. Obzirom da je cijenaelektrične energije u Republici Hrvatskoj do sada bila regulirana od strane Vlade Republike Hrvatske, teda je okarakterizirana kao socijalna kategorija, susrećemo se s problemom razlike stvarne, odnosnotržišne cijene električne energije i regulirane tzv. tarifne cijene, gdje je tržišna cijena viša od reguliranecijene električne energije. Niska razina regulirane cijene električne energije glavna je prepreka otvaranjutržišta. Zakon ponude i potražnje jednostavno je neprimjenljiv na tržištima s reguliranom cijenomelektrične energije određenom na ovakav način. Ukoliko pogledamo prosječne cijene električne energije za industrijske kupce srednje veličine(godišnja potrošnja 2.000 MWh i maksimalno opterećenje 500 kW, te uporabnim vremenom od 4.000sati) u okolnim državama, članicama EU, vidljivo je da je cijena u Hrvatskoj značajno [1] niža, te da bisamo povećanje regulirane (tarifne) cijene električne energije u približno istom postotku moglo omogućititržišnu utakmicu. Prosječna cijena električne energije za industrijske kupce srednje veličine najviša je u Italiji, anajniža u Bugarskoj. U Hrvatskoj je prosječna cijena iste kategorije kupaca niža za 21% u odnosu naprosječnu cijenu za industriju u Uniji (EU25), dok je prema najniže ostvarenim cijenama u Bugarskoj višaza 30%. Dane prosječne cijene odnose se na 2006. godinu. Na slici 1 dan je prikaz prosječnih cijenaelektrične energije nekih zemalja za industrijske kupce bez poreza.2

Str. 66Slika 1. prosječne cijene električne energije za industrijske kupce bez poreza €c/kWh 10 9,34 9 8 7,53 7,31 7,55 7 6,53 6,51 6 5,96 5 4,6 4 3 2 1 0 Italija Austrija Mađarska Republika Slovenija Hrvatska Bugarska EU25 Češka Ukoliko bi cijena električne energije u Republici Hrvatskoj bila temeljena na tržišnim načelima,tada bi se i glavni cilj otvaranja tržišta električne energije, a to je niža cijena, možda i mogao ostvariti.Međutim, u situaciji administrativno određenih cijena, otvaranje tržišta električne energije u Hrvatskoj zaposljedicu će imati racionalnije vođenje sustava ali i, vjerojatno, povećanje cijene električne energije.1.4. Uravnoteženje sustava Prema Pravilima djelovanja tržišta električne energije, opskrbljivač je dužan svoj ugovorniraspored dostaviti Operatoru tržišta, pri čemu ugovorni raspored sadrži jedan ili više bilateralnihrasporeda. Drugim riječima opskrbljivač je dužan planirati potrošnju svih svojih kupaca zajedno. Za svaodstupanja stvarne potrošnje od dostavljenog ugovornog rasporeda opskrbljivaču se obračunava energijauravnoteženja koju je dužan platiti. Obzirom da opskrbljivač slobodno ugovara cijenu električne energije, za pretpostaviti je da će diorizika planiranja potrošnje opskrbljivač prebaciti i na povlaštene kupce.2. ENERGIJA URAVNOTEŽENJA2.1. Općenito Energija uravnoteženja je električna energija potrebna za pokrivanje razlike između stvarnoisporučene ili preuzete električne energije i električne energije iz ugovornog rasporeda [2]. Za odstupanjaje odgovoran proizvođač, opskrbljivač i trgovac.Posljedica lošeg planiranja potrošnje je plaćanje energije uravnoteženja. Planiranje satne potrošnjezahtjevan je posao za opskrbljivače, naročito iz razloga što se do sada planiralo samo ukupnoopterećenje sustava, a ne pojedinačno za pojedine grupe kupaca. Pod grupama kupaca smatramo svekupce jednog opskrbljivača. Otežavajuća okolnost je i nepostojanje baza podataka sa satnim (ili 15-minutnim) dijagramima opterećenja. Posao planiranja uvelike će se olakšati opremanjem mjernih mjesta„inteligentnim“ brojilima. Kako bi smanjio rizik od plaćanja energije uravnoteženja, opskrbljivač može tražiti, možda čak izahtijevati, da povlašteni kupci planiraju vlastitu satnu potrošnju.2.2. Utjecaj obračuna energije uravnoteženja U ovom članku analiziramo utjecaj neispunjavanja plana potrošnje odabranih industrijskih grana uRepublici Hrvatskoj ukoliko jedan opskrbljivač opskrbljuje samo jednu industrijsku granu i cijeli rizikplaniranja potrošnje prebacuje na povlaštene kupce. Na kraju smo sumirali sve, prije obrađene, dijagrameopterećenja te dali ukupni pregled. Treba napomenuti da je u analizama uzet samo jedan tipični dijagram opterećenja kupca izpojedine industrijske grane i da je taj dijagram primijenjen na cijelu godinu. To znači da smo zapravoanalizirali kupca koji svoju potrošnju ne prati aktivno. Da bi mogli izvršiti analizu morali smo odrediti 3

Str. 67prosječnu cijenu električne energije koja je dobivena računski, korištenjem, u trenutku pisanja ovogreferata, važećih naknada za korištenje prijenosne i distribucijske mreže [14] i prosječnih cijena određenihvažećim tarifnim stavovima, primijenjenim na potrošnji iz 2006. godine. U izračunu su korištenjemodređenog faktora izmijenjene prosječne cijene kod svih kupaca, čime je prekinuta izravna povezanost sastvarnim podacima, a zadržani su relativni odnosi neophodni za donošenje zaključaka. Obzirom nanedostupnost cijene energije uravnoteženja u 2006. godini, za istu je uzeta cijena za razdoblje od siječnjado travnja 2007. godine, objavljena od strane HEP-Operatora prijenosnog sustava, dok je za preostalemjesece uzeta najviša ostvarena cijena energije uravnoteženja u navedenom periodu, koja iznosi0,23484 kn/kWh kao što je prikazano u tablici I. Tablica I. cijene energije uravnoteženja Cijena uravnoteženja (kn/MWh) siječanj veljača ožujak travanj svibanj lipanj srpanj kolovoz rujan listopad studeni prosinac 234,84 232,48 191,28 229 234,84 234,84 234,84 234,84 234,84 234,84 234,84 234,84 Ukoliko kupac preuzme manje energije od najavljenog obračun mu se vrši na temelju najavljenepotrošnje prema cijenama električne energije danim u tablici II. Primjenom cijena iz tablice II, uzanaliziranu potrošnju, dobiva se prosječna cijena električne energije u skladu s prosječnom cijenomostvarenom primjenom važećih tarifnih stavova iz Tarifnog sustava [13]. Tablica II. cijene električne energije Cijena energije (kn/kWh) sati 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 radni dan 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,18 0,18 0,26 0,26 0,30 0,30 neradni dan 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,14 0,14 0,22 0,22 0,26 0,26 sati 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 radni dan 0,33 0,33 0,30 0,30 0,33 0,33 0,30 0,37 0,37 0,30 0,22 0,17 neradni dan 0,30 0,30 0,26 0,26 0,30 0,30 0,26 0,33 0,33 0,26 0,19 0,132.2.1. CEMENTNA INDUSTRIJA U tablici III. se nalazi analiza utjecaja obračuna energije uravnoteženja opskrbljivača cementneindustrije koji cjelokupni rizik planiranja potrošnje prebacuje na povlaštenog kupca. Tablica III. obračun energije uravnoteženja - cementna industrija Prosječna Prosječna Energija uravnoteženja u Prosječna Udio odnosu na prijavljeni dijagram cijena (energija uravnoteženjaMjesec cijena električne cijena Trošak energije uravnoteženja + uravnoteženje) u ukupnomsiječanj energije uravnoteženja računuveljačaožujak kn/kWh kn/kWh Iznad Ispod kWh više preuzeto manje preuzeto kn/kWh %travanj kWh kn knsvibanjlipanj 0,3150 0,2943 0 -3.491.435 0 880.150 0,5518 32%srpanjkolovoz 0,3243 0,2954 0 -5.389.366 0 1.363.803 0,9106 57%rujanlistopad 0,3023 0,2994 0 -1.469.232 0 376.788 0,4135 13%studeniprosinac 0,2531 0,2957 0 -1.381.998 0 350.115 0,3629 14%Ukupno 0,2458 0,3302 0 -414.996 0 117.395 0,3135 5% 0,2570 0,2859 0 -641.523 0 157.137 0,3386 6% 0,2470 0,3104 0 -403.053 0 107.159 0,3134 4% 0,2507 0,2901 0 -1.094.221 0 271.946 0,3439 11% 0,2523 0,2797 0 -860.489 0 206.200 0,3369 8% 0,2926 0,3383 0 -403.657 0 116.967 0,3595 4% 0,3051 0,3002 0 -922.242 0 237.141 0,3952 8% 0,3003 0,2367 0 -2.492.468 0 505.474 0,4414 19% 0,2743 0,2887 0 -18.964.680 0 4.690.274 0,3890 15% Značajna odstupanja od planiranih veličina vidljiva su u mjesecu siječnju, veljači i prosincu gdjesu potrebne značajnije izmjene planiranog dijagrama opterećenja. Ovo je posljedica smanjene potrošnjecementne industrije, bilo zbog remonta postrojenja ili smanjenih potreba za električnom energijom izdrugih razloga (neuobičajene vremenske prilike ili slično). Ugovornim rasporedom zakupljena količinaelektrične energije viša je od stvarno ostvarene potrošnje. Ovo je vjerojatno posljedica dosadašnjegnačina obračuna koji je kupce poticao da bolje planiraju vršna opterećenja jer je granica za ostvarenusnagu veću od planirane bila puno stroža od one za manje ostvarenje od plana.4

Str. 682.2.2. INDUSTRIJA PAPIRA U tablici IV. se nalazi analiza utjecaja obračuna energije uravnoteženja opskrbljivača industrijepapira koji cjelokupni rizik planiranja potrošnje prebacuje na povlaštenog kupca. Tablica IV. obračune energije uravnoteženja - industrija papira Prosječna Prosječna Energija uravnoteženja u Prosječna Udio odnosu na prijavljeni dijagram cijena (energija uravnoteženjaMjesec cijena električne cijena Trošak energije uravnoteženja + uravnoteženje) u ukupnomsiječanj energije uravnoteženja računuveljačaožujak kn/kWh kn/kWh Iznad Ispod kWh više preuzeto manje preuzeto kn/kWh %travanj kWh kn knsvibanjlipanj 0,3089 0,2798 20.262 -763.966 5.536 182.428 0,4166 12%srpanjkolovoz 0,3147 0,3099 2.706 -796.488 633 211.535 0,4411 15%rujanlistopad 0,3197 0,2841 66 -1.056.452 19 257.083 0,4582 17%studeniprosinac 0,2530 0,2646 44.638 -280.362 11.318 62.347 0,3277 5%Ukupno 0,2516 0,3025 45.914 -704.850 14.145 180.417 0,3574 13% 0,2546 0,2832 89.100 -512.808 26.286 119.742 0,3486 10% 0,2441 0,2908 133.628 -104.558 34.785 24.546 0,3084 4% 0,2437 0,3070 102.278 -81.870 27.236 21.197 0,3057 3% 0,2512 0,2842 46.684 -308.184 13.615 72.770 0,3273 6% 0,3007 0,2761 41.492 -261.648 12.053 59.654 0,3715 4% 0,3281 0,2863 2.134 -1.445.810 477 354.706 0,5171 24% 0,3229 0,2355 0 -1.435.848 0 289.717 0,4829 20% 0,2781 0,2794 528.902 -7.752.844 146.103 1.836.142 0,3777 11% Odstupanja od plana su najveća u mjesecu studenom i prosincu. U istim mjesecima prosječnaostvarena cijena električne energije je viša od ostalih mjeseci što upućuje na neracionalniju potrošnju, tj.udio obračunate snage u računu je viši od prosjeka. Kao i kod prethodnog primjera, samo u manjemomjeru, vidljivo je da je stvarna potrošnja puno manja od one iz ugovornog rasporeda. Naime, trošak zamanje preuzetu energiju od plana puno je veći od onog za više preuzeto jer kupac mora platiti svuenergiju koju je najavio bez obzira da li ju je potrošio.2.2.3. BRODOGRAĐEVNA INDUSTRIJA U tablici V. se nalazi analiza utjecaja obračuna energije uravnoteženja opskrbljivačabrodograđevne industrije koji cjelokupni rizik planiranja potrošnje prebacuje na povlaštenog kupca. Tablica V. obračune energije uravnoteženja - brodograđevna industrija Prosječna Prosječna Energija uravnoteženja u Prosječna Udio odnosu na prijavljeni dijagram cijena (energija uravnoteženjaMjesec cijena električne cijena Trošak energije uravnoteženja + uravnoteženje) u ukupnomsiječanj energije uravnoteženja računuveljačaožujak kn/kWh kn/kWh Iznad Ispod kWh više preuzeto manje preuzeto kn/kWh %travanj kWh kn knsvibanjlipanj 0,4354 0,2896 1.914 -1.145.059 795 283.742 0,7174 15%srpanjkolovoz 0,4172 0,2976 12.219 -366.911 4.532 92.112 0,6109 5%rujanlistopad 0,4173 0,2912 2.467 -790.769 834 197.049 0,6462 10%studeniprosinac 0,3236 0,2957 0 -1.405.146 0 355.938 0,6594 25%Ukupno 0,3195 0,2933 0 -1.593.908 0 400.480 0,6718 28% 0,3202 0,2957 0 -1.601.731 0 405.791 0,6895 29% 0,3206 0,2978 0 -1.898.864 0 484.403 0,7462 35% 0,3210 0,2936 0 -1.854.239 0 466.366 0,7302 33% 0,3260 0,2938 0 -1.612.467 0 405.899 0,6993 29% 0,4365 0,2935 0 -1.809.000 0 454.857 0,8417 28% 0,4247 0,2828 0 -1.228.038 0 297.555 0,7296 17% 0,4526 0,1691 0 -1.744.407 0 252.662 0,7633 16% 0,3808 0,2806 16.600 -17.050.541 6.161 4.096.854 0,7022 22% Kao i u prethodna dva primjera vidljivo je povijesno nasljeđe vezano uz način planiranjapotrošnje. Međutim iz podataka danih u tablici, vidljivo je i da je ostvarena prosječna cijena električneenergije viša nego u prethodnim primjerima, što je posljedica neracionalnog korištenja električne energije(malog uporabnog vremena). Kao posljedica više prosječne cijene električne energije za vrijeme trajanjaviše sezone (prema važećem Tarifnom sustavu to su mjeseci siječanj, veljača, ožujak, listopad, studeni iprosinac), vidljivo je da je udio iznosa koji kupac plaća za neispunjenje plana u ukupnom iznosu računa u 5

Str. 69tom razdoblju znatno niži. Daljnjom analizom utvrđeno je da bi kupci s ovakvom raspodjelom potrošnjenajveće uštede mogli postići na način da za vrijeme trajanja više sezone koriste javnu uslugu i plaćajuutrošenu električnu energiju po cijeni energije uravnoteženja. Na taj način ostvarili bi nižu prosječnucijenu električne energije od cijene dobivene primjenom važećih tarifnih stavaka [13].2.2.4. Razlika potrošnje pojedinih industrijskih grana Analizom dijagrama opterećenja kupaca iz cementne i papirne industrije može se zaključiti da jeplaniranje potrošnje u tim industrijama znatno jednostavnije. Dijagram opterećenja u tim granamaindustrije znatno je manje podložan nepredvidljivim satnim promjenama, nego dijagram opterećenja ubrodograđevnoj industriji. Naravno ova analiza bi vrijedila samo kada bi jedan opskrbljivač opskrbljivao jednu industrijskugranu. Međutim ukoliko jedan opskrbljivač opskrbljuje više industrijskih grana, npr. sve tri navedeneindustrijske grane, dobivamo nešto drugačiju sliku. U tablici VI je prikazan obračun energije uravnoteženja u slučaju kada bi jedan opskrbljivačopskrbljivao sve prije navede industrijske grane i cjelokupni rizik planiranja potrošnje prebacio napovlaštenog kupca. Tablica VI. obračun energije uravnoteženja opskrbljivača Udio Mjesec Energija uravnoteženja (kWh) Iznos za energiju uravnoteženja uravnoteženja (kn) u ukupnom siječanj veljača računu ožujak travanj Iznad Ispod više preuzeto manje preuzeto % svibanj lipanj 0 5.047.123 0 1.252.182 24% srpanj kolovoz 0 6.076.556 0 1.541.842 33% rujan listopad 0 3.012.629 0 753.943 15% studeni prosinac 0 2.535.486 0 636.232 15% Ukupno 0 2.097.775 0 548.220 13% 0 1.998.893 0 493.536 12% 0 1.215.326 0 321.784 8% 0 1.975.632 0 505.580 12% 0 1.922.172 0 473.451 12% 0 1.630.188 0 423.012 8% 0 3.217.005 0 802.943 16% 0 5.458.388 0 1.030.965 22% 0 36.187.173 0 8.783.691 16% Kao što je ranije spomenuto, kupci su dosad planirali samo vršna opterećenja. Kako bismo dobilirealniju sliku, jednostavnom korekcijom, temeljenoj na činjenici da je planirano znatno više od ostvarenog,ugovorni raspored je izmijenjen, čime se udio troška energije uravnoteženja dodatno smanjio, što jeprikazano u sljedećoj tablici.6

Str. 70 Tablica VII. korigirani obračun energije uravnoteženja opskrbljivača Udio Mjesec Energija uravnoteženja (kWh) Iznos za energiju uravnoteženja uravnoteženja (kn) u ukupnomsiječanjveljača računuožujaktravanj Iznad Ispod više preuzeto manje preuzeto %svibanjlipanj 1.192.197 652.752 387.308 154.893 12%srpanjkolovoz 2.033.349 36.374 716.596 10.389 19%rujanlistopad 71.367 756.251 20.756 182.230 4%studeniprosinac 66.930 793.534 18.792 196.620 6%Ukupno 3.641 729.328 830 197.318 5% 16.417 714.474 4.658 163.678 4% 304 557.153 53 148.756 4% 12.366 838.875 2.809 210.148 5% 3.629 764.114 784 180.819 5% 2.186 644.076 770 171.786 4% 124.912 674.861 46.101 161.141 5% 1.310.072 481.634 411.445 227.134 15% 4.837.370 7.643.427 1.610.901 2.004.912 7% U tablici VII je vidljivo da je udio energije uravnoteženja u ukupnom računu veći u siječnju, veljačii prosincu što može biti posljedica lošijeg planiranja u tim mjesecima. Naime, kao i u cijeloj dosadašnjojanalizi i ovdje je uzet isti oblik dnevnog ugovornog dijagrama, te primijenjen na cijelu godinu.Pretpostavlja se da je za vrijeme navedenih mjeseci potrošnja manja, zbog čega je i količina obračunateenergije uravnoteženja viša od prosjeka. Dodatnom korekcijom u tim mjesecima bilo bi moguće ostvariti još bolje preklapanje krivuljaugovornog rasporeda i ostvarenog satnog preuzimanja električne energije.2.3. Zaključak o energiji uravnoteženja Iz svega gore navedenog možemo zaključiti da se boljim planiranjem mogu: a) smanjiti troškovi za potrošenu električnu energiju; b) smanjiti troškovi proizvodnje električne energije jer se smanjuje kinetička energija u generatorima električne energije. Smanjenje troškova proizvodnje može imati za posljedicu ili povećavanje marže proizvođača ili smanjenje cijene električne energije za opskrbljivača. Vidljivo je također da će uvijek postojati i kupci određenih industrijskih grana koji će teško moćiplanirati svoju potrošnju. Opskrbljivači takvim kupcima mogu ponuditi električnu energiju po cijeni kojasadržava i trošak koji kupac izaziva svojim neispunjenjem plana potrošnje. Naravno, za pretpostaviti je daće cijena takve energije biti viša. Analizom opskrbljivača pojedinih industrijskih grana vidljivo je da cijena energije uravnoteženja,promatrana na razini prva četiri mjeseca u 2007. godini, nije dovoljno stimulativna da se ostvari primarnafunkcija njenog uvođenja.3. ZAKLJUČAK Planiranje potrošnje postavlja velike zahtjeve na opskrbljivače, a samim tim i na povlaštenekupce. Postavlja se pitanje hoće li se kupci uopće odlučiti za planiranje svoje potrošnje, obzirom da nijesigurno da će uštede koje na taj način mogu ostvariti biti zadovoljavajuće. Naravno da će uvijek postojatiodređen broj kupaca koji će dobrim planiranje moći ostvariti uštede, ali to najviše ovisi o načinu potrošnjekupca. Naime, kupci koji tijekom dana imaju konstantnu potrošnju, ostvaruju i nižu prosječnu cijenuelektrične energije te je cijena energije uravnoteženja dosta viša od ostvarene prosječne cijene. Kupci koji„neracionalno“ troše električnu energiju ostvaruju višu prosječnu cijenu koja može doseći i cijenu energijeuravnoteženja. Može se zaključiti da će planiranje satne potrošnje biti isplativo jedino kupcima koji efikasno trošeelektričnu energiju (ostvaruju nižu prosječnu cijenu električne energije). 7

Str. 715. LITERATURA[1] „Gas and electricity market statistic; 1996.-2006.“, Eurostat[2] Pravila djelovanja tržišta električne energije, Narodne novine 135/2006[3] Zakon o energiji, Narodne novine 68/01[4] Zakon o izmjenama i dopunama zakona o energiji, Narodne novine 177/04[5] Zakon o tržištu električne energije, Narodne novine 177/2004[6] Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti, Narodne novine 177/2004[7] Opći uvjeti za opskrbu električnom energijom, Narodne novine 14/2006[8] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava, Narodne novine 133/2006[9] Metodologija za pružanje usluga uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom sustavu, Narodne novine 133/2006[10] Pravila djelovanja tržišta električne energije, Narodne novine 135/2006[11] Tarifni sustav za prijenos električne energije, bez visine tarifnih stavki, Narodne novine 143/2006[12] Tarifni sustav za distribuciju električne energije, bez visine tarifnih stavki, Narodne novine 43/2006[13] Tarifni sustav za usluge elektroenergetskih djelatnosti koje se obavljaju kao javne usluge, Narodne novine 101/2002, Narodne novine 129/2002, Narodne novine 98/2005[14] Odluka o iznosu naknada za korištenje prijenosne i distribucijske mreže, Vijeće za regulaciju energetskih djelatnosti, 31.10.2003.8

Str. 72HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 2-02ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Tomislav Cerovečki Silvia PiliškićInstitut za elektroprivredu i energetiku HEP – Operator prijenosnog sustava [email protected] [email protected] MEHANIZMI URAVNOTEŽENJA – TRENUTNO STANJE I MOGUĆNOSTI UNAPREĐENJA SAŽETAK Rad elektroenergetskog sustava (EES-a) temelji se na trajnom održavanju ravnoteže proizvodnjei potrošnje električne energije. Uvođenje otvorenog tržišta električne energije uzrokovalo je potrebu zaformiranjem novih oblika mehanizama uravnoteženja, prvenstveno na razini nacionalnih sustava, a zatimi na razini regije. Krajnji cilj je ostvarivanje jedinstvenog europskog tržišta električne energijeuravnoteženja u sklopu jedinstvenog europskog tržišta električne energije – krajnjeg cilja reformeelektroenergetskog sektora određenog Direktivama 96/92/EZ i 2003/54/EZ. U radu su opisani osnovni principi na kojima se temelji uravnoteženje elektroenergetskog sustavau uvjetima otvorenog tržišta. Dan je pregled mehanizama uravnoteženja europskih elektroenergetskihsustava (Njemačka, Francuska, Nordel) u kojima je dosegnut najviši stupanj primjene tržišnih principa, teje opisan položaj i trenutno stanje u hrvatskom EES-u. Opisane su faze razvoja mehanizmauravnoteženja u uvjetima restrukturiranja elektroenergetskog sektora. Također su navedeni izazovi imogućnosti daljnjeg razvoja mehanizama uravnoteženja u Republici Hrvatskoj i jugoistočnoj Europi. Ključne riječi: uravnoteženje, energija uravnoteženja, obračun odstupanja, operator prijenosnogsustava, tržište električne energije BALANCING MECHANISMS – CURRENT STATE AND POSSIBILITIES OF IMPROVEMENT SUMMARY The operation of a power system is based upon the continuous maintenance of a balancebetween the production and the consumption of electricity. The implementation of an open electricitymarket caused a need for the development of new balancing mechanisms on a national level, followed bythe development of regional mechanisms in the next stage. The final goal is to establish a singleEuropean balancing market as a part of the single European electricity market which is the ultimate goalof power sector restructuring set by Directives 96/92/EC and 2003/54/EC. This paper describes the basic principles of power system balancing under open electricitymarket conditions. An overview of mechanisms implemented in European countries (France, Germany,Nordel power system) which reached the highest stage of implementation of market principles in powersystem balancing is given along with an overview of the current state and position of the Croatian powersystem. Furthermore, the paper describes the stages of the development of balancing mechanismsduring the process of power sector restructuring and also challenges and possibilities in furtherdevelopment of balancing mechanisms in Croatia and southeastern Europe. Key words: balancing, balancing power, imbalance settlement, transmission system operator,electricity market 1

Str. 731. UVOD Rad elektroenergetskog sustava temelji se na trajnom održavanju ravnoteže proizvodnje ipotrošnje električne energije. Održavanje ravnoteže elektroenergetskog sustava u stvarnom vremenu,kao sastavni dio zadaće vođenja EES-a, obveza je operatora prijenosnog sustava (OPS-a). Usluguosiguranja energije uravnoteženja u Republici Hrvatskoj obavlja HEP – Operator prijenosnog sustavad.o.o. (HEP-OPS d.o.o.). Hrvatski elektroenergetski sektor, kao i elektroenergetski sektori u čitavoj Europi, nalazi se uprijelaznom razdoblju. Sustav koji je funkcionirao na temelju vertikalnog integriranog poduzeća udržavnom vlasništvu koje vrši proizvodnju, prijenos, distribuciju i opskrbu električnom energijomrestrukturira se u liberalizirani sustav s otvorenim tržištem električne energije, razdvojenim djelatnostimaproizvodnje, prijenosa, distribucije i opskrbe električnom energijom te subjektima u privatnom vlasništvu. Organizacijske promjene i redefiniranje nadležnosti utječu na kvalitetu i učinkovitost rada sustava,a time i na pristup i način uravnoteženja sustava. Prije liberalizacije elektroenergetskog sektora sustav jevođen prioritetno na temelju tehničkog kriterija, dakle pouzdanost i sigurnost rada sustava bili su osnovnikriteriji vođenja sustava. U vertikalno organiziranim elektroprivrednim poduzećima optimizacija rada temeljila se isključivona optimiranju raspodjele angažiranosti vlastitih elektrana bez značajnijeg utjecaja ponude i potražnje zaelektričnom energijom iz susjednih sustava. Potreba za uravnoteženjem sustava javljala se iz pogonskihrazloga kao što su ispadi elektrana, transformatora ili vodova te duži neplanirani prekidi napajanja. Uvođenjem liberaliziranog tržišta, vođenje i uravnoteženje sustava dobilo je i ekonomskudimenziju. Naime, pri realizaciji bilateralnih ugovora o opskrbi i o kupoprodaji električne energije dolazi doodstupanja između ostvarenih vrijednosti i vrijednosti iz ugovornih rasporeda (energija odstupanja), pa sejavlja potreba za uravnoteženjem sustava. Energiju koja se koristi za uravnoteženje sustava nabavljaOPS i ona ima svoju tržišnu vrijednost odnosno predstavlja trošak za OPS. Budući da OPS moraodržavati ravnotežu u sustavu po načelu minimuma troškova, cilj mu je smanjiti troškove nabave energijepotrebne za uravnoteženje (u daljnjem tekstu: energije uravnoteženja). Troškovi se mogu smanjiti, aistovremeno i optimizirati rad sustava, na dva načina: 1) Smanjenjem potrebne količine energije uravnoteženja. 2) Nabavom jeftinije energije uravnoteženja. Ove dvije činjenice temelj su razvoja mehanizama uravnoteženja elektroenergetskog sustava utržišnim uvjetima. U nekim zemljama (Francuska, Njemačka) već danas postoje napredni i funkcionalninacionalni mehanizmi uravnoteženja, dok u okviru sustava Nordela postoji i regionalni mehanizam, kojipredstavlja daljnji korak razvoja mehanizma uravnoteženja u tržišnim uvjetima. Razvoj tržišnog načina uravnoteženja elektroenergetskog sustava u Republici Hrvatskoj nasamom je početku. Početni korak u primjeni tržišnog načina uravnoteženja u RH predstavljaju Pravila ouravnoteženju elektroenergetskog sustava (u daljnjem tekstu: Pravila o uravnoteženju) [1], u primjeni od1. siječnja 2007. godine. Na razvoj samog mehanizma te na rad i ulogu pojedinih subjekata u okvirumehanizma uravnoteženja utjecat će otvorenost i aktivnosti na tržištu električne energije, privatizacijaHEP-Grupe, promjena strukture vlasništva i strukture izvora, regionalno povezivanje energetskihsubjekata i drugi čimbenici.2. ELEMENTI I SUDIONICI MEHANIZMA URAVNOTEŽENJA U TRŽIŠNIM UVJETIMA U sklopu bilo kojeg mehanizma uravnoteženja koji se trenutno primjenjuje postoje tri kategorijesudionika na čijoj se interakciji temelji funkcioniranje mehanizma za uravnoteženje sustava, a to su: a) operator prijenosnog sustava (OPS) b) subjekt odgovoran za odstupanje (SOZO) c) pružatelj usluge uravnoteženja (PUU) Regulatorno tijelo i operator tržišta električne energije također imaju svoju ulogu u okvirumehanizma za uravnoteženje. Uloga operatora tržišta ovisi o strukturi pojedinog nacionalnogelektroenergetskog sektora odnosno odabiru i primjeni mehanizma uravnoteženja. U nekim zemljama jeza sve aktivnosti vezane uz uravnoteženje sustava zadužen OPS, dok u nekim zemljama i operatortržišta ima određenu ulogu u mehanizmu uravnoteženju. U RH operator tržišta (HROTE – Hrvatskioperator tržišta energije) vrši obračun energije uravnoteženja te u suradnji s OPS-om rješava prigovorevezane uz obračun energije uravnoteženja. Mehanizam uravnoteženja, njegove sudionike i promjene u mehanizmu nadzire nacionalnoregulatorno tijelo, čija nadležnost i opseg funkcija se, kao i u slučaju operatora tržišta, razlikuju od države2

Str. 74do države. Regulator u RH (HERA – Hrvatska energetska regulatorna agencija), osim što nadziresudionike i aktivnosti u sektoru te izdaje dozvole za obavljanje energetskih djelatnosti, također donosi iMetodologiju za pružanje usluge uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom sustavu (udaljnjem tekstu: Metodologija) [2]. U uvodu rada istaknuto je da je OPS odgovoran za održavanje ravnoteže u sustavu. Izvršavanjete zadaće uključuje obavljanje sljedećih poslova: • osiguranje rezervi snage i energije za potrebe uravnoteženja i regulacije • izdavanje naloga za angažiranje rezervi snage i energije • proračun i dodjelu prekograničnih kapaciteta (ukoliko postoji prekogranični mehanizam uravnoteženja sustava) • provjera tehničkih mogućnosti pružatelja usluga uravnoteženja • osiguranje zahtjeva UCTE-a vezanih uz primarnu i sekundarnu regulaciju (ukoliko je sustav dio UCTE sustava) • mjerenje ili procjenu (nadomjesni dijagram) snage i energije za potrebe obračuna. Uravnoteženje sustava, u širem smislu, obuhvaća i primarnu i sekundarnu regulaciju. Međutim,priroda tih usluga (automatska aktivacija u izvanrednim situacijama u vrlo kratkom roku), značaj tih uslugaza sigurnost sustava i tehnički zahtjevi na potencijalne pružatelje tih usluga su takvi da je mogućnostformiranja tržišta za nabavu tih usluga na način na koji je to moguće provesti u slučaju energijeuravnoteženja vrlo mala odnosno u praksi neprovediva. Mehanizam uravnoteženja u tržišnim uvjetima rada sustava sadrži dva temeljna podmehanizmaodnosno dvije kategorije ekonomskog vrednovanja energije. Te dvije kategorije su: 1) Naplata energije odstupanja za svaki subjekt odgovoran za odstupanje u svrhu poticanja preciznijeg planiranja proizvodnje/potrošnje pojedinih subjekata. 2) Nabava energije uravnoteženja od pružatelja usluge uravnoteženja u svrhu kompenzacije odstupanja.2.1. Naplata odstupanja Naplata odstupanja u svim mehanizmima uravnoteženja koji se trenutno primjenjuju u praksitemelji se na sustavu subjekata odgovornih za odstupanje (SOZO). SOZO je odgovoran za ukupnoodstupanje od prijavljenih rasporeda proizvodnje i/ili potrošnje električne energije na svim obračunskimmjernim mjestima koja su pod njegovim nadzorom u svakom obračunskom razdoblju uravnoteženja.SOZO može biti samo jedan subjekt ili grupa različitih subjekata sa jednim, zajedničkim predstavnikom,ovisno o specifičnostima definicije SOZO-a u pojedinom sustavu. Ukoliko se odstupanje pojavi SOZO plaća lokalnom/nacionalnom OPS za svaki MWh odstupanjaod prijavljenih rasporeda proizvodnje/potrošnje za svako obračunsko razdoblje uravnoteženja premacijeni energije odstupanja. Cijena energije odstupanja treba pokriti troškove OPS nastalih kao posljedicapoduzimanja mjera za uravnoteženje sustava i potaknuti SOZO da se pridržava rasporedaproizvodnje/potrošnje. Dakle, jedinična cijena energije odstupanja mora biti viša od cijene energije kojuSOZO nabavlja na tržištu da bi se izbjegle namjerne krive procjene i spriječilo ostvarivanje financijskekoristi od strane SOZO-a na štetu stabilnosti i sigurnosti rada sustava. Na točnost pridržavanja planiranog rasporeda utječe točnost procjene proizvodnje/potrošnje kao imogućnost nadzora nad ponašanjem pojedinih kupaca za koje je SOZO odgovoran. Osnovni smisao i definicija subjekta odgovornog za odstupanje je isti u svim sustavima – poticatisamouravnoteženje subjekata u sustavu kroz sustav financijskih poticaja te na taj način smanjiti potrebeza nabavom energije uravnoteženja. Za povlaštene proizvođače vrijede posebna pravila, što u važećoj hrvatskoj praksi znači da senjihovo odstupanje ne naplaćuje njima izravno nego OPS odstupanje povlaštenih proizvođača naplaćujese iz naknade za poticanje proizvodnje električne energije iz obnovljivih izvora i kogeneracije.2.2. Nabava energije uravnoteženja Energiju uravnoteženja nabavlja OPS od pružatelja usluge uravnoteženja, a način nabave bitnoovisi o stupnju razvijenosti tržišta električne energije. Mogući načini nabave energije uravnoteženja su: a) Energija uravnoteženja ne naplaćuje se kao posebna kategorija energije (troškovi uravnoteženja sadržani su u reguliranoj cijeni električne energije). Ovo je netržišni princip 3

Str. 75 primjenjiv u vertikalno integriranim sustavima s tarifnim kupcima Ovakav način nabave energije uravnoteženja najjednostavniji je za primjenu, ali neodrživ u uvjetima otvorenog tržišta električne energije. b) Energija uravnoteženja se nabavlja od pružatelja usluge uravnoteženja (jednog ili više njih) po administrativno određenoj cijeni. Ovakav mehanizam nabave predstavlja prijelazni korak prema nabavi energije uravnoteženja na otvorenom tržištu. c) Energija uravnoteženja se nabavlja na tržištu (nacionalnom ili internacionalnom) od pružatelja usluge koji nudi energiju po najpovoljnijoj cijeni uz uvjet da aktivacija te ponude ne narušava sigurnost rada sustava. Na tržištu je potrebno osigurati da se svi sudionici pridržavaju tržišnih pravila. Pružatelj usluge uravnoteženja (PUU) se definira kao bilo koji subjekt u elektroenergetskomsustavu koji je po nalogu OPS-a spreman uz financijsku naknadu u određenom intervalu promijeniti svojupotrošnju ili proizvodnju u svrhu uravnoteženja sustava. U praksi, zbog svojih tehničkih karakteristika,najčešće su to hidroelektrane, ali mogu biti i termoelektrane, nuklearne elektrane ili veliki industrijskipotrošači. Ovisno o strukturi proizvodnje (elektrana) i kupaca (potrošača) u pojedinom sustavuodgovarajućim pravilima propisuje se neki minimum snage (energije) koju PUU može ponuditi i ostalielementi sudjelovanja u mehanizmu uravnoteženja, te se npr. može poticati uključivanje manjihproizvođača/kupaca u mehanizam uravnoteženja. Na formiranje cijene električne energije uravnoteženja utječe više faktora: • način nabave (administrativno ili tržišno) • postojanje sustava dviju cijena ovisno o predznaku odstupanja (ista ili različita cijena za uravnoteženje viška odnosno manjka energije) • plaćanje energije po traženoj cijeni ili marginalnoj cijeni (cijeni zadnje prihvaćene ponude) ukoliko se energija nabavlja na tržištu (ovisno o načinu organizacije tržišta). PUU-u energija uravnoteženja može biti plaćena po: a) cijeni za dostupnost – plaća se dostupnost energije u određenom razdoblju (jedan ili nekoliko sati) b) cijeni energije – plaća se stvarno isporučena energija uravnoteženja. Plan rada sustava se trenutno, u većini sustava, izrađuje za dan unaprijed na satnoj osnovi.Stoga je logična i nabava energije uravnoteženja/naplata odstupanja u satnim blokovima. Na tržištu električne energije trguje se vremenski u više faza (godišnje, polugodišnje, mjesečno,dan unaprijed, na dan isporuke) i na različite načine (bilateralno, nadmetanje na burzi). Nakon svake fazetrgovanja tržište se zatvara, izračunavaju se pozicije sudionika i raspoloživost prijenosnih kapaciteta.Trgovanje energijom uravnoteženja pripada u vremensku domenu trgovanja na dan unaprijed (dan prijeisporuke) i/ili unutar-dnevnog trgovanja (na dan isporuke).3. MEHANIZMI URAVNOTEŽENJA U PRAKSI Poznato je da je prvo nacionalno tržište električne energije započelo s radom početkom 1990ihgodina u Norveškoj. Proces uvođenja i razvoja tržišta električne energije, gledano u europskim okvirima,je dugotrajan i relativno spor zbog same prirode robe kojom se trguje (električne energije) i načinavođenja sustava prije pojave ideje o tržištu. Tržište električne energije mora doseći određenu fazu razvojada bi se uspješno mogao primijeniti tržišno orijentiran mehanizam uravnoteženja sustava. Specifičnosti irazvoj mehanizma uravnoteženja ovisi o više čimbenika: veličina sustava (broj potencijalnih SOZO-a iPUU-ova), struktura proizvođača i kupaca (npr. udio HE u sustavu, udio VE u sustavu, omjer industrijskihpotrošača i kupaca), vlasnička struktura (državno ili privatno vlasništvo), opseg nadležnosti pojedinihsubjekata (OPS, operator tržišta, regulatorno tijelo), postojanje odgovarajuće informatičke infrastrukture,stupanj razvoja tržišta električne energije (način organiziranja tržišta, mogućnosti trgovanja na dan prijeisporuke i na dan isporuke), mogućnosti međunarodne suradnje (postojanje dovoljne količine prijenosnihkapaciteta, usklađenost zakonske regulative). Primjena tržišnih mehanizama ima vrlo kratku povijest (manje od 10 godina) čak i u sustavimakoji su dosegnuli najvišu fazu restrukturiranja sektora, a to su: Francuska, Njemačka i Nordel. Francuska iNjemačka su u sustavu UCTE-a, dok Nordel predstavlja zasebni regionalni sustav i trenutno jedinofunkcionalno regionalno tržište energije uravnoteženja u Europi. Francuski nacionalni OPS, RTE,zadužen je za održavanje ravnoteže u francuskom EES-u. Sa primjenom sustava SOZO-a u Francuskojzapočelo se 2004. godine. Od početka primjene do danas bilježi se stalan rast broja SOZO-a i PUU-ovate stalan pad količine energije potrebne za uravnoteženje [3]. RTE energiju uravnoteženja nabavlja na4

Str. 76nacionalnom tržištu električne energije Powernextu na kojem se i formira cijena energije uravnoteženja.Inozemnim sudionicima (iz Engleske i Španjolske) omogućeno je sudjelovanje u uravnoteženjufrancuskog EES-a kroz model interkonekcijskih bilančnih jedinica. Interkonekcijska bilančna jedinica jestvirtualna bilančna jedinica smještena na mjestu interkonekcije francuske mreže sa susjednim sustavom.Dakle, RTE ne mora nadzirati fizičke proizvodne jedinice u susjednom sustavu, nego samo programrazmjene sa susjednim OPS-om da bi dobio potvrdu o isporuci ugovorene energije uravnoteženja odstrane inozemnog PUU-a.Tablica I. Usporedba mehanizama uravnoteženja u Francuskoj, Njemačkoj i NordeluVeličina sustava (godišnja Francuska Njemačka Nordelproizvodnja u TWh) oko 550 oko 530 oko 400Energija uravnoteženja(% godišnje proizvodnje) oko 1 - 2 oko 1 oko 1Obračunsko razdobljeuravnoteženja 30 min 15 min 1hBroj SOZO-aNabava energije 122 - oko 240uravnoteženja nacionalno tržište 4 lokalna tržišta regionalno tržišteBroj PUU-aOPS 35 - oko 30 RTE, nacionalni OPS 4 lokalna OPS-a nacionalni OPS-ovi (RWE, EnBW, EON, Vatenfall Europe) Njemački EES specifičan je po tome što postoje četiri lokalna OPS-a, a ne jedan nacionalni kaošto je slučaj u velikoj većini europskih zemalja. Svaki od četiriju operatora formira vlastito tržište na kojem,osim potreba za energijom uravnoteženja, osigurava i potrebe za primarnom i sekundarnom rezervom(na polugodišnjoj razini) . Razvoja mehanizma ide u smjeru izjednačavanja pravila tržišnog nadmetanjana četiri lokalna tržišta te prema regionalnom povezivanju (sudjelovanja PUU-ova iz Austrije, ulazaknjemačkih sudionika na nordijsko tržište). Trgovanje se obavlja elektroničkim putem. U Njemačkoj jedefinirana posebna kategorija energije uravnoteženja – energija za uravnoteženje obnovljivih izvora.Potreba za definiranjem takve vrste energije uravnoteženja proizašla je iz velikog udjela instaliranogkapaciteta vjetroelektrana u sustavu. S obzirom na golem interes za izgradnju VE u RH, moglo bi sedogoditi da se u skoroj budućnosti povećaju potrebe za energijom uravnoteženja u hrvatskom EES-u kaoposljedica izgradnje VE – proizvodnih jedinica s teškom predvidivom i vrlo promjenjivom proizvodnjom. Nordijski EES uravnotežuje se na regionalnoj razini (Norveška, Finska, Švedska, dio Danske) od2002. godine. To znači da se od 2002. Nordel uravnotežuje kao cjelina odnosno kao jedan sustav, dok jeprije toga svaki OPS bio zadužen za uravnoteženje vlastitog sustava i nadzor razmjene energije sasusjednim sustavima. Princip funkcioniranja nordijskog regionalnog mehanizma je sljedeći: Sve ponude,od bilo kojeg sudionika na tržištu iz bilo koje nordijske zemlje koja je dio Nordel-a, uvrštavaju se nazajedničku rang-listu ponuda za cijeli Nordel. Norveški i švedski OPS zajednički, sa svrhom optimalnoguravnoteženja sustava na razine regije, odabiru ponude za uravnoteženje za cijeli sustav, bez obzira nalokaciju izvora energije uravnoteženja, dakle prema ekonomskom kriteriju (osim u slučajevima upravljanjazagušenjem). Popis odabranih ponuda se zatim prosljeđuje lokalnim OPS-ovima, koji aktiviraju ponudesudionika pod njihovim nadzorom. Između zemalja u sustavu Nordela još postoje neke razlike umehanizmima uravnoteženja, a cilj je da se do 2010. uvede jedinstveno tržište [4] sa potpuno jednakimuvjetima i pravilima za sve sudionike. U sva tri opisana sustava odstupanje od ravnoteže naplaćuje se kroz sustav SOZO-a, uzodređene razlike u obračunskim razdobljima, formiranju SOZO i određivanju cijene energije odstupanja.3.1. Formiranje međunarodnih mehanizama uravnoteženja S obzirom na to da je kao krajnji cilj reforme elektroenergetskog sektora u EU zadano formiranjejedinstvenog tržišta električne energije (trgovanje energijom uravnoteženja predstavlja jedan odsegmenata tog tržišta) logičan međukorak od nabave energije uravnoteženja od nacionalnih PUU-ova doformiranja takvog tržišta jest uspostava regionalnog mehanizma uravnoteženja. 5

Str. 77 Kao što se može primijetiti iz opisanih mehanizama, od države do države postoje velike razlike uorganizaciji mehanizma uravnoteženja koje su posljedica različitosti strukture sustava (i tehničke iekonomske). Ograničene količine raspoloživih prekograničnih prijenosnih kapaciteta te neusklađenosti uzakonskoj regulativi, uz spomenute razlike između postojećih mehanizama, otežavaju povezivanjenacionalnih tržišta električne energije u međunarodna ili regionalna. Prednost nabave električne energije uravnoteženja na prekograničnoj razini jest dostupnostvećeg broja različitih izvora energije uravnoteženja (sigurnost rada sustava). Također, s većim brojsudionika na tržištu se povećava vjerojatnost likvidnosti tržišta i nabave energije uravnoteženja po nižojcijeni (uštede). Međutim, za uspostavu regionalnog mehanizma ili mehanizma na razini nekolikosusjednih sustava moraju biti ispunjeni određeni preduvjeti: • funkcioniranje tržišta na dan unaprijed (ili unutar-dnevnog tržišta) • usklađivanje nacionalnih zakonskih regulativa • rješavanje problematike prekogranične prijenosne moći (proračun, dodjela, zagušenje) • definiranje prava, obveza i uloga pojedinih kategorija sudionika mehanizma • postojanje adekvatne informatičke i ostale infrastrukture. Međunarodni mehanizam trgovanja energijom uravnoteženja može biti organiziran prema jednomod tri osnovna modela: a) Model izravnog sudjelovanja – Dva ili više OPS-a stvaraju kompatibilna tržišta energije uravnoteženja na kojem je svim sudionicima dozvoljeno ponuditi svoju energiju na tržištu po vlastitom izboru (vlastitom nacionalnom ili nekom od susjednih). b) Model OPS – OPS – Sudionik na tržištu vezan je za vlastiti OPS kojem nudi energiju. OPS-ovi dogovorno raspoređuju energiju uravnoteženja na učinkovit način. Dakle, trgovanje se prema ovom modelu obavlja preko OPS-a kao posrednika. c) Integrirano tržište – postoji zajednička rang-lista ponuda i jedinstven način obračuna i naplate. Model c) je otvoreno tržište koje karakterizira decentralizirani i kontinuirani način djelovanja: Decentralizirani znači da svaki OPS neovisno o drugim OPS-ovima kupuje energiju uravnoteženja ponuđenu na zajedničkoj listi. Ukoliko nema ograničenja u smislu zagušenja ili drugih ograničenja, OPS prihvaća najpovoljniju ponudu s liste i u razdoblju za koje je ponuđena energija izvršava se fizička transakcija energije. Kontinuirano djelovanje znači da sudionici mogu kontinuirano predavati ponude bez vremenskih ograničenja, ali uz poštivanje vremenskih okvira UCTE-a (ili neke druge interkonekcije) vezanih uz promjene rasporeda prekogranične razmjene energije. Uobičajeno u mehanizmima koji se danas primjenjuju postoje vremena zatvaranja (engl. gate closure) nakon kojih se više ne mogu predavati ponude za energiju uravnoteženja za neko razdoblje. Model c) zapravo predstavlja viši razvojni korak u odnosu na modele a) i b), međutim modeli a) ib) koji podrazumijevaju djelovanje OPS-a kao svojevrsnog operatora tržišta energije uravnoteženja sujednostavniji za primjenu u početnoj fazi prekograničnog trgovanja energijom uravnoteženja.4. URAVNOTEŽENJE HRVATSKOG ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA Hrvatski mehanizam uravnoteženja elektroenergetskog sustava opisan je Pravilima ouravnoteženju. Dosad se uravnoteženje sustava u Hrvatskoj provodilo na netržišni način. Dakle,odgovarajuća proizvodna jedinica bi prema nalogu operatora sustava promijenila (povećala ili smanjilaproizvodnju) u skladu s potrebama sustava. Pravila o uravnoteženju stupila su na snagu 1. siječnja 2007.godine i njima je definirana: a) Naplata odstupanja: SOZO može biti trgovac, proizvođač i opskrbljivač. Sve tri navedene kategorije tržišnih sudionika moraju potpisati ugovor o uravnoteženju s HEP-OPS-om ukoliko žele sudjelovati na tržištu električne energije [5]. Ako SOZO ima višak energije koji može predati u sustav, „prodaje“ ga OPS-u po cijeni propisanoj Metodologijom. Metodologiju donosi HERA. Ako SOZO ima potrebu preuzeti više energije iz sustava nego što je to predviđeno planom rada, OPS mu „prodaje“ potrebnu dodatnu energiju. Obračunsko razdoblje uravnoteženja iznosi 1 sat. Rad sustava se također planira na satnoj osnovi. b) Nabava energije: Do kraja tekuće godine jedini PUU je HEP – Proizvodnja, nositelj obveze javne usluge. Cijena energije negativnog odstupanja (SOZO preuzima više energije iz sustava od planiranog ilipredaje manje od planiranog) vezana je uz cijenu bazne električne energije na burzi European ExchangeMarket (EEX) te postoje tri dnevna tarifna razdoblja naplate odstupanja (kad je sustav više opterećen,6

Str. 78energija je skuplja). Cijena energije pozitivnog odstupanja (SOZO preuzima manje energije iz sustava odplaniranog ili predaje više od planiranog) jednaka je nuli. Dakle, hrvatski mehanizam uravnoteženja prema Pravilima o uravnoteženju funkcionira nasljedeći način: SOZO u fazi planiranja rada sustava dostavlja HROTE-u svoj ugovorni satniraspored/nadomjesni dijagram opterećenja u skladu s kojim se formira plan rada. Stvarne vrijednostienergije koju je SOZO predao u sustav ili preuzeo iz sustava poznate su na temelju mjerenja izvršenih naobračunskim mjernim mjestima. Na kraju svakog obračunskog razdoblja koje traje mjesec dana,operator tržišta obavlja obračun odstupanja. Odstupanje se obračunava kao razlika ostvarenja (podatke oostvarenju HROTE-u dostavljaju OPS i ODS) i ugovornih rasporeda za svaki SOZO za svaki satniinterval. Na temelju obračuna HROTE-a, OPS izdaje SOZO-u račun za mjesečno odstupanje. Potrebe za energijom uravnoteženja procjenjuju OPS na dan trgovanja (dan prije realnogvremena) na satnoj osnovi. Jedini PUU do kraja 2008. godine jest HEP-Proizvodnja, nositelj obvezejavne usluge proizvodnje električne energije. Cijena energije uravnoteženja u prijelaznom razdoblju (dokraja tekuće godine) nije propisana važećom regulativom (Pravila o uravnoteženju, Metodologija).4.1. Razvoj hrvatskog mehanizma uravnoteženja Odredbe obuhvaćene člankom 28. Pravila o uravnoteženju važeće su do 31. prosinca 2008.godine. U kratkom razdoblju od donošenja Pravila pa do tog datuma došlo je ili će doći do brojnihpromjena na hrvatskom tržištu električne energije: primjena novih tarifnih sustava, potpuno otvaranjetržišta električne energije u RH od 1. srpnja 2008. te pokretanje brojnih projekata diljem Europe sa ciljempoboljšanja prekograničnih aktivnosti na tržištu električne energije uključujući i problematikuuravnoteženja EES-a. Pravila o uravnoteženju odnosno mehanizam uravnoteženja morat će bitiusklađeni s novim stanjem na tržištu. Hrvatski EES je, kao i sustavi susjednih zemalja, dugo vremena vođen po načelu vertikalnointegrirane elektroprivrede u državnom vlasništvu te se još uvijek rješava pitanje snažnog utjecaja državena elektroenergetski sektor što utječe i na razvoj tržišta električne energije. Svi sustavi u regiji imaju jošjednu zajedničku karakteristiku, a to je da se mogu svrstati u kategoriju malih EES-ova što znači daunutar pojedinog sustava postoji mali broj potencijalnih tržišnih sudionika što negativno utječe na razvojtržišta (problemi s konkurencijom i likvidnošću). Dakle, s problemom prijelaza na tržišni način uravnoteženja nije suočen samo HEP-OPS nego isvi OPS-ovi u regiji. Očekivano, u zemljama regije koje su članice EU (Slovenija, Mađarska, Rumunjska,Bugarska), restrukturiranje elektroenergetskog sektora u višoj je fazi nego u zemljama nečlanicama(Srbija, BiH, Crna Gora, Makedonija i Albanija). U svim sustavima u regiji tržišni mehanizmiuravnoteženja su daleko slabije razvijeni od francuskog ili njemačkog mehanizma i cilj je da se svremenom taj raskorak smanji odnosno da se razviju najprije kompatibilni nacionalni mehanizmi u okviruregije, a zatim da se regionalni mehanizam odnosno tržište integrira u jedinstveno europsko tržište. Na 10. Atenskom forumu predstavljen je mogući model uspostave regionalnog mehanizmauravnoteženja u JI Europi [6]. Predloženi mehanizam, u sklopu kojeg bi se trgovalo satnim blokovimaenergije uravnoteženja, temelji se na OPS – OPS modelu organiziranja mehanizma uravnoteženja.Takav mehanizam predstavljao bi prijelazni korak ka regionalnom tržištu energije uravnoteženja.Međutim, preduvjeti za uspostavu takvog mehanizma u ovom trenutku u JI Europi nisu ispunjeni(odgovarajuća informatička infrastruktura, kontinuirano izračunavanje prijenosnih kapaciteta, nedovoljnorazvijeni nacionalni tržišni mehanizmi uravnoteženja, neusklađenost nacionalnih propisa). Za hrvatskisustav odnosno OPS sljedeći koraci razvoja tržišnog mehanizma uravnoteženja, a ujedno i preduvjeti zasudjelovanje u nekom međunarodnom mehanizmu, su: • Usklađivanje Pravilnika o uravnoteženja s promjenama vezanim uz otvaranje tržišta električne energije te definiranje uvjeta za stjecanje statusa PUU-a. • Izmjene i dopune Metodologije u smislu određivanja adekvatne cijene energije uravnoteženja zajedno te revizija metode izračuna cijene energije odstupanja. • Provedba analize troškova i potreba za energijom uravnoteženja u skladu s Tarifnim sustavom za prijenos električne energije [7]. • Razvoja informatičke infrastrukture koja bi podržavala izmjene ugovornih rasporeda bliže realnom vremenu te omogućila kvalitetnije planiranje rada sustava. 7

Str. 795. ZAKLJUČAK U elektroenergetskom sustavu u svakom trenutku mora postojati ravnoteža između energije kojaulazi u sustav i energije koja izlazi iz sustav. OPS je zadužen za održavanje te ravnoteže. Razvoj tržištaelektrične energije utjecao je, između ostalog, i na način uravnoteženja sustava. U tržišnim uvjetimanastoji se poticati samouravnoteženje tržišnih sudionika te smanjiti potreba za nabavom energijeuravnoteženja. Uvođenje tržišnih principa u mehanizme uravnoteženja sustava nije jednostavno, aliprimjena novih mehanizama u Francuskoj, Njemačkoj i Nordelu pokazuje da je kroz sustav SOZO-amoguće bolje optimizirati rad sustava te uspostaviti likvidno tržište energije uravnoteženja. Stupanjem na snagu Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava u hrvatskom je EES-unapravljen prvi korak u primjeni tržišnih principa u uravnoteženju sustava. Koraci koje je potrebnopoduzeti u svrhu daljnjeg razvoja hrvatskog mehanizma uravnoteženja navedeni su u četvrtom poglavljuovog rada. Dinamika daljnjeg razvoja tržišnog mehanizma uravnoteženja ovisit će o događanjima natržištu električne energije (posebno u segmentu kratkoročnog trgovanja električnom energijom),zakonskoj regulativi EU te razvoju tržišta električne energije u susjednim zemljama o kojem onda ovisi irazvoj međunarodne suradnje i uključivanje hrvatskog EES-a u neki oblik međunarodnog tržišnoorijentiranog mehanizma uravnoteženja.6. LITERATURA[1] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava, NN 133/2006[2] Metodologija za pružanje usluge uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom sustavu, NN 133/2006[3] RTE: „Electrical energy in France in 2007 (provisional values)“ – godišnje izvješće[4] Nordic Energy Regulators: „Developement of a Common Nordic Balance Settlement – Report 3/2006“, 2006.[5] Pravila djelovanja tržišta električne energije, NN 135/2006[6] ETSO SGBM – ECRB EWG – SEETEC: „Draft Position Paper on the Regional Balancing Mechanism“, 10. Atenski forum, travanj 2007.[7] Tarifni sustav za prijenos električne energije, bez visine tarifnih stavki, NN 143/2006[8] Zakon o tržištu električne energije, NN 177/2004[9] Swider: „Pushing a Least Cost Integration of Green Electricity into the European Grid: Background Study – Balancing System of Germany, Work Package 4“, Sttutgart University (IER), Njemačka“, rujan 2004.[10] Muškatirović, Blagojević: „Mogući načini organizovanja balansnog tržišta električne energije“, časopis Elektroprivreda, br. 3, 2005.[11] Kiener: „Analysis of Balancing Markets – Master's Degree project“, Electric Power Systems Lab, XR- EE-ES 2006:011, kolovoz 2006.[12] RTE: „Rules Relative to Programming, the Balancing Mechanism and the Balance Responsible Entity System – Section 1: Rules Relative to the Balancing Mechanism and the Recovery of Balancing Charges“, rujan 2007.[13] ETSO: „4th ETSO Report on Balance Management Harmonisation and Integration“, siječanj 2007.[14] ERGEG: „Balancing Markets Integration, Intraday Trade and Automatically Activated Reserves - ERGEG Progress Report to the XIVth Florence Forum“, Ref: E07-ELM-01-03, kolovoz 2007.8

Str. 80HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 2-03ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Šime RadićHEP OPS [email protected] URAVNOTEŽENJE ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA U TRŽIŠNIM UVJETIMA SAŽETAK U radu je opisano što je uravnoteženje EES-a, kako razviti konkurenciju među ponuđačima oveusluge, kako proširiti/povećati njihov broj (proizvođači, trgovci, opskrbljivači, kupci) te način uspostavepostupka uravnoteženja uz najnižu cijenu koštanja. Ključne riječi: Uravnoteženje elektroenergetskog sustava, proizvodnja i potrošnja električneenergije, tržište električne energije, regulacijsko područje, rezerve snage/energije BALANCING SUPPLY AND DEMAND OF THE ELECTRICAL POWER SYSTEM IN MARKET CONDITIONS SUMMARY This article describes electrical power system balancing, the way to develop competition amongproviders of those services and to increase number of them (power producers, traders, suppliers andcustomers) as well as how to establish balancing mechanism by the lowest price. Key words: Balancing supply and demand, production and consumption, electricity market,regulation area, energy/ power reserve1. UVOD Funkcija uravnoteženja regulacijskog područja nad kojim ima odgovornost, jedna je od glavnihzadaća svakog operatora prijenosnog sustava. Kada se ovaj zadatak ne bi tehnički korektno obavljao, radvećeg sinkronog sustava kakav je UCTE, kojeg tvore više regulacijsko obračunskih sustava, bio bipraktički nemoguć. Obzirom da je djelatnost Operatora prijenosnog sustava u zemljama članicama UCTEudruženja u pravilu regulirana djelatnost (za razliku od proizvodnje i opskrbe koje posluju na tržišnimprincipima), interes je javnosti da se poslovi uravnoteženja elektroenergetskog sustava obavljaju uznajmanje troškove i razvidno, a to znači na tržišnim principima, gdje se praktički svi sudionici naeuropskom tržištu električne energije mogu ravnopravno natjecati.2. DNEVNI DIJAGRAM POTROŠNJE ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA Opterećenje (potrošnja) elektroenergetskog sustava (EES) ovisno je o godišnjim dobima,vremenskim prilikama (temperaturi i oblačnosti) tijekom dana, vrsti dana u tjednu (radni i neradni) i raznimdrugim faktorima (važni sportski, politički i drugi društveni događaji, ..). 1

Str. 81plan ostvareno ostvareno sa crpkomSlika 1. Dnevni dijagram opterećena (potrošnje) hrvatskog elektroenergetskog sustava 23.ožujka 2008. godine Tako na primjer za francuski EES, u zimskom periodu smanjenje temperature zraka za 1 stupanjCelzija povećava potrošnju za 1400 MW, dok u ljetnom razdoblju povećanje temperature za 1 stupanjCelzija povećava potrošnju za 400 MW; vidljivost (oblačnost) stupnjevana u skali od 1 do 8, a jedanstupanj ove skale doprinosi povećanju potrošnje za 750 MW.3. URAVNOTEŽENJA EES-A DOBAVE I POTROŠNJE Električna energija koja se koristi u svakodnevnom životu; u industriji, domaćinstvu, prometu islično, zbog svoje fizikalne prirode, ne može se uskladištiti u mjeri prikladnoj za industrijsko praktičnoodvijanje navedenih aktivnosti. Radi toga u stvarnom vremenu (u svakom trenutku) snaga proizvodnje (generatora) mora bitijednaka snazi koja se troši u elektroenergetskom sustavu. U protivnom dolazi do narušavanja frekvencijesustava, koja se radi stabilnosti i pouzdanosti sustava mora držati u strogo zadatim granicama. Isto tako razmjena sa susjednim sustavima mora se održavati u dogovorenim iznosima na satnojosnovi. Uravnoteženje sustava mora se obavljati permanentno. Elektroenergetski sustav konstantno je izložen raznim nepredvidivim utjecajima koji mogu narušitiravnotežu između proizvodnje i potrošnje. Znatan dio tih utjecaja kompenzira se automatski opremom koja je instalirana na proizvodnimjedinicama i u centrima vođenja. (automatska primarna regulacija i automatska sekundarna regulacijafrekvencije i snage razmjene).2

Str. 82 F RE KV E N CI JA 4 4 5 5 504 5 ECHANGES o o o oPotrošnja + izvoz + gubici Proizvodnja + uvoz Slika 2. Parametri ravnoteže EES-a Međutim neki nepredvidivi događaji (ispad proizvodne jedinice, otkaz uvoza električne energije,velika pogreška u predviđanju potrošnje,..) mogu značajnije poremetiti ravnotežu izmeđuproizvodnje/razmjene i potrošnje el energije, za jedno regulacijsko područje (isto vrijedi i za cijeli sustavkoji se sastoji od više regulacijskih područja u sinkronom radu). Za uspostavljanje ravnoteže između proizvodnje/razmjene i potrošnje (eng.: balance betweensupply and demand) jednog regulacijskog područja Operator prijenosnog sustava treba u stvarnomvremenu raspolagati dovoljnom rezervom električne snage/energije za uravnoteženje svog sustava. To se može postići „pozivom“ ili nalogom za promjenom plana rada proizvođača i potrošačaelektrične energije spojenih na električnu mrežu. U vertikalno organiziranim elektroprivrednim organizacijama (objedinjena proizvodnja, prijenos idistribucija/opskrba el. energije) Dispečerski centar, odnosno dispečer te organizacije ima ovlasti, daizravnim nalozima elektranama ili u kriznim situacijama i potrošačima (preko distribucije) obavlja posloveuravnoteženja elektroenergetskog sustava. Danas u Europi ili točnije rečeno u zemljama članicama Europske Unije i državama koje su uprocesu pridruživanja EU, nema praktično više vertikalno organiziranih elektroprivrednih organizacija. Hrvatska elektroprivreda d.d. odnosno HEP Grupa je formalno gledano, organizirana u skladu sdirektivama Europske unije, ali u praksi ona djeluje (njene članice) kao vertikalno organiziranoelektroprivredno poduzeće. Uravnoteženje hrvatskog elektroenergetskog sustava obavlja HEP-Operator prijenosnog sustavad.o.o. u sastavu HEP-Grupe, ali na principima vertikalno organizirane elektroprivredne organizacije. Uravnoteženje sustava postaje složenije kada se elektroenergetski sustav sastoji od višeinterkonektiranih sustava u sinkronom radu i kada je među njima razvijena trgovina električnomenergijom, odnosno tržište električne energije je potpuno otvoreno (liberalizirano). Završetkom 2008. godine, prema Energetskim zakonima (Zakon o energiji, Zakon o tržištuelektrične energije, Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti) i uz njih vezanih podzakonskih akata moglobi se reći da se u potpunosti otvara tržište električne energije u Hrvatskoj, pa HEP-Operator prijenosnogsustava mora osigurati energiju za uravnoteženje sustava sukladno razvidnim nepristranim i tržišnimnačelima, kako nalaže Članak 15. Zakona o tržištu električne energije. Procjenu potrebe za osiguranjem energije uravnoteženja za svaki dan trgovanja na satnoj osnoviizrađuje Operator prijenosnog sustava (Članak 10; Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava).4. URAVNOTEŽENJE SUSTAVA NA TRŽIŠNIM PRINCIPIMA Za prilike prikazane na Slici 1. u pravim tržišnim uvjetima (nisu svi kupci HEP-ovi, postoje drugiproizvođači osim HEP-Proizvodnje, postoji više poduzeća za opskrbu kupaca, …) hrvatski Operator 3

Str. 83prijenosnog sustava, uravnoteženje sustava morao bi obaviti, kako nalažu zakoni prema razvidnim itransparentnim načelima, ne dajući prednost HEP-Proizvodnji i HEP-Trgovini. Potrebno je stoga uspostaviti Postupak uravnoteženja (eng.: Balancig Mechanism), odnosnouspostaviti način (sredstvo) s kojim će u obliku stalnog, transparentnog i otvorenog poziva za nuđenjerazličitim kategorijama učesnika na tržištu, omogućiti Operatoru prijenosnog sustava da ima naraspolaganju rezervu snage koju može povećati ili smanjiti u stvarnom vremenu. Ovakav postupak je potreban radi: • osiguranja ravnoteže EES-a u stvarnom vremenu između proizvodnje, potrošnje i razmjene • kompenziranja nepredviđenih događaja većih razmjera, operator sustava treba imati rezerve za povećanje i spuštanje snage u stvarnom vremenu • Za razvoj tržišnog natjecanja ponuđača (dobavljača) • Za uspostavu uravnoteženja uz najmanje troškove • Za proširenje skale tržišnih sudionika na tržištu koji mogu intervenirati: domaći i strani proizvođači, kupci koji mogu mijenjati svoju potrošnju, opskrbljivači i trgovci.5. PONUDE ZA POSTUPAK URAVNOTEŽENJA Ponude za postupak uravnoteženja su skup uvjeta predloženih/ponuđenih od tržišnih sudionikaza promjenu snage koju daju u sustav ili je uzimaju iz sustava: potrošnja ili proizvodnja i uvoz ili izvoz Ove ponude mogu biti: Ponude prema gore (eng.: upward tenders) : povećanje proizvodnje, smanjenje potrošnje, uvoz Ponude prema dolje (eng.: downward tenders): smanjenje proizvodnje, povećanje potrošnje,izvoz Tržišni sudionici su proizvođači koji mogu mijenjati svoju proizvodnju, kupci/potrošači koji mogupomaknuti (vremenski) i mijenjati svoju potrošnju ili trgovci koji uvoze ili izvoze energiju.5.1. Kako je napravljena ponuda? Ponude sadrže: • smjer uravnoteženja (dizanje/spuštanje snage) • vremenski period • cijenu, koja može biti različita za različite vremenske periode • uvjete korištenja Unaprijed, tržišni sudionici dostavljaju operatoru prijenosnog sustava svoj plan proizvodnje za D-1dan ili karakteristiku potrošnje za potrošača. Ako je potrebno Operator prijenosnog sustava aktivira ponude po redoslijedu ekonomskeprednosti i uzimanja u obzir pogonskih uvjeta EES-a. Postupak uravnoteženja trebao bi početi od 16 sati u D-1 danu. Najkraće trajanje ponuda,vrijeme aktiviranja ponuda i ostale detalje izrade i promjene tržišnog plana kao i plana rada sustava zadan isporuke, treba propisati Pravilima djelovanja tržišta električne energije i Pravilima o uravnoteženjuelektroenergetskog sustava. Za ovu uslugu treba koristiti posebno dizajniran informacijski sustav putem interneta (eng.dedicated information system) za prijem i obradu ponuda. Za praktičnu primjenu opisanog Postupka uravnoteženja, potrebno je raspolagati s pouzdanimprogramskim sustavom za prognozu opterećenja elektroenergetskog sustava i prikazom opterećenja ustvarnom vremenu (SCADA) Svaki Operator prijenosnog sustava za svoje regulacijsko područje, prema priručniku UCTE-a,(Operation Hanbook) mora imati osiguranu rezervu radne snage u proizvodnim jedinicama za pomoćneusluge sustava kao što su: • Primarna regulacija • Sekundarna regulacija • Tercijarna regulacija (rotirajuća, 15-minutna, 2-satna, ….) Obvezatni iznosi navedenih rezervi propisani su za svakog operatora prijenosnog sustava odUCTE-a. Na Slici 3. prikazana je grafički ponuda za promjenu snage jedne elektrane. Crvena crtapredstavlja plan proizvodnje za D-1 period, koji je vezan uz ugovor ove elektrane sa svojim kupcemelektrične energije. Snagu iznad crvene crte do tehničkog maksimuma i snagu ispod crvene crte dotehničkog minimuma elektrane, ovaj proizvođač nudi za uravnoteženje sustava.4

Str. 84 Na Slici 4. grafički je prikazana ponuda potrošača koji nudi vremenski pomak i promjenu snagekoje uzima iz sustava u odnosu na plan za D-1 period, a na Slici 5. prikaz kada operator prijenosnogsustava, aktivira ponude za uravnoteženje. P Ponude za dizanje Max. snaga Ponude za spuštanjeD-1 (ili intra-day) t prijavljeniplan proizvodnje Min. snaga Slika 3. Primjer ponude proizvođača P Mogućnosti za povećanjeMax. premještanje opterećenja(pomak) opterećenjaMin. premještanje(pomak) opterećenja 0 8 1 t 6 h Nema h ponuda za ovaj period Slika 4. Primjer ponude potrošača 5

Str. 85Ponude za Ponude za spuštanjedizanje Slika 5. Aktiviranje ponuda za uravnoteženje5. REZERVE I VREMENSKE GRANICE DJELOVANJA Rezerva primarne regulacije: • Vrlo brza (za nekoliko sekundi) automatsko upravljanje radnom snagom elektrane kod promjene frekvencije Sekundarna rezerva: • Brza (nekolika minuta) automatsko upravljanje radnom snagom elektrana uključenih u regulaciju radne snage razmjene i frekvencije Tercijarna rezerva • Brza, (15 minutna) služi za vraćanje rezerve sekundarne regulacije u propisani opseg. Aktivira se ručno ili automatski • Tercijarna rezerva koja uvijek mora pokriti ispad najvećeg proizvodnog agregata u sustavu6

Str. 86 MW Tercijarna rezerva Brza tercijarna rezerva PostupakuravnoteženjaPomoćne Sekundarna usluge regulacija Primarna regulacija 15 min. 8 sati t Automatska regulacija Slika 6. Rezerve i njihove vremenske granice djelovanja6. ZAKLJUČAK Uvođenje tržišnih principa u nabavi usluga uravnoteženja EES-a, je neminovnost i u Hrvatskoj, jerće se ona uskoro postati članica Europske Unije, gdje je to i propis. Čak da se Hrvatska ne pridruži EU,za hrvatsko društvo nabava usluga uravnoteženja na tržišnim principima je racionalna odluka, kojom sesmanjuju troškovi uravnoteženja koje obavlja Operator prijenosnog sustava, i nije nikakav gubitaksuvereniteta ili slabljenja moći HEP-Grupe, kako neki danas znaju reći. HEP-Operator prijenosnog sustava, u sklopu projekta za izgradnju novog sustava vođenja,naručio je i programski sustav, koji će u stvarnom vremenu omogućiti nabavu usluga uravnoteženja natržišnim principima.7. LITERATURA[1] Characteristics of Supplay/Demand Balance in France; RTE, 2007. Obuka za HEP-OPS kod RTE[2] Zakon o tržištu električne energije[3] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava[4] Pravila djelovanja tržišta električne energije 7

Str. 87 Dalibor Mandir, dipl. ing. HEP – Trgovina d.o.o.HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA [email protected] VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ9. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 8. - 12. studenoga 2009.Tomislav Cerovečki, dipl. ing.Institut za elektroprivredu i energetiku [email protected] URAVNOTEŽENJA ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA S VISOKIM UDJELOM INSTALIRANE SNAGE U VJETROELEKTRANAMA SAŽETAK U sljedećih nekoliko godina očekuje se značajno povećanje instalirane snage u vjetroelektranama(VE) u hrvatskom elektroenergetskom sustavu. Visok udio VE u elektroenergetskom sustavu (EES)utječe na različite aspekte pogona i vođenja EES-a. Relativno brze i samo djelomično predvidljivepromjene proizvodnje VE (ovisno o karakteristikama vjetra) povećavaju u određenoj mjeri potrebe zaenergijom uravnoteženja. Potrebe za energijom uravnoteženja u EES postoje i ako u sustavu nema VE. U radu su obrađeniuzroci i veličina kratkoročnih (satnih) odstupanja u hrvatskom sustavu na temelju podataka o hrvatskomEES-u u razdoblju od 2005. – 2007. godina. Povećanje potreba za energijom uravnoteženja uzrokovanom radom VE – novim uzročnikomodstupanja ovisit će o instaliranoj snazi (VE) te točnosti planiranja proizvodnje VE kao i satnihopterećenja sustava. Operator sustava odgovaran je za uravnoteženje EES-a. Način osiguranja energije potrebne zauravnoteženje i raspoloživi kapaciteti određeni su strukturom sustava i tržišta električne energije tetrenutnim pogonskim stanjem sustava. U radu su obrađene specifičnosti pogona (planiranje rada sustava, visoki udio hidroelektrana(HE), sezonske i dnevne promjene opterećenja, značajna uvoz električne energije) i raspoloživiregulacijski kapaciteti u hrvatskom EES-u. Ključne riječi: odstupanje, mehanizam uravnoteženja, vjetroelektrana, pomoćne usluge, tržišteelektrične energije BALANCING MECHANISM IN A POWER SYSTEM WITH HIGH SHARE OF INSTALLED WIND POWER CAPACITY SUMMARY In the next few years a significant growth of installed wind production capacity in the Croatianpower system is expected. A high share of wind plants in power systems affects different aspects ofpower system operation and management. Relatively fast and only partially predictable changes in windplant production (depending on the characteristics of the wind) increase to some extent the volume ofbalancing energy necessary to keep the power system in balance. The need for balancing energy exists in every power system, even those without any wind plantsconnected to the system. This paper analyses the causes and volume of short-term imbalances in theCroatian power system based on electricity consumption data in the Croatian power system in the periodfrom 2005 to 2007. An increase in the need for balancing energy caused by the integration of wind plants depends onthe installed wind plant capacity and the accuracy of short-term wind plant production and consumptionplanning. 1

Str. 88 The power system operator is responsible for maintaining the balance in the power system. Thebalancing mechanism and available balancing capacities are defined by the structure of the powersystem and electricity market and also by the current operational conditions in the power system. The paper describes the characteristics of the Croatian power system (planning, a high share ofhydro power plants, daily and seasonal consumption changes, a significant import of electricity) andanalyses available balancing capacities in the Croatian power system. Key words: imbalances, balancing mechanism, wind plant, ancillary services, electricity market1. UVOD Električna energija proizvedena iz vjetroelektrana (VE) u bliskoj budućnosti će u mnogimzemljama (u nekim zemljama već i danas) imati važnu ulogu u opskrbi električnom energijom. Velik broj(veliku instaliranu snagu) VE potrebno je integrirati u elektroenergetski sustav (EES) prilagođen radukonvencionalnih proizvodnih postrojenja: termoelektrana, nuklearnih elektrana i hidroelektrana U hrvatski EES trenutno integrirano je 17 MW instalirane snage u VE. Važeći maksimumdozvoljene izgradnje VE iznosi 360 MW, dok strategija energetskog razvitka [1] predviđa da će u 2020.godini u hrvatski sustav biti integrirano 1200 MW instalirane snage u VE odnosno oko 700 MW u 2015.godini. Utjecaj VE na rad i vođenje sustava je kompleksan i vidljiv je u nekoj mjeri u svim vremenskim(od vremenskih intervala bližih realnom vremenu do godine unaprijed) i geografskim okvirima (lokalno dorazine sustava). S obzirom na varijabilnost proizvodnje VE, jedan od značajnih aspekata utjecaja VE naEES jest utjecaj VE na regulaciju snage i frekvencije ili preciznije utjecaj na potrebu angažiranja tercijarneregulacije u smislu povećanja potreba za energijom uravnoteženja. Dostupnost električne energije proizvedene iz energije vjetra značajno se razlikuje od dostupnostienergije proizvedene iz konvencionalnih izvora (fosilna goriva, nuklearno gorivo, pa i voda). Specifičnostirada i integracije VE u sustav proizlaze ponajprije iz same prirode izvora energije – proizvodnja VE se nemože regulirati kao što je slučaj s konvencionalnim izvorima. Takav način rada VE otežava operatoruprijenosnog sustava izvršenje zadaće održavanja ravnoteže proizvodnje i potrošnje u sustavu. Promjenjivost proizvodnje VE samo je jedan od uzroka kratkoročnih odstupanja u EES. Naime,opterećenje sustava nije moguće u potpunosti predvidjeti te se ostvareno opterećenje razlikuje odplaniranog i tu je razliku potrebno uravnotežiti. U hrvatskom sustavu posljednja faza planiranja sustava jednevno planiranje – dan prije realnog vremena. Planiranje rada sustava moguće je i bliže realnomvremenu što omogućava točnije predviđanje opterećenja te posljedično manja odstupanja i manji troškoviuravnoteženja. Kvalitetna prognoza rada VE važan je čimbenik za uspješnu kompenzaciju odstupanja odnosnočeste promjene snage karakteristične za rad VE. Prognozom rada VE povezuje se vremenski promjenjivaproizvodnja VE sa planiranom proizvodnjom konvencionalnih elektrana i predviđenom potrošnjomelektrične energije. U smislu integracije VE u tržište električne energije, uklapanje VE u EES u statusu povlaštenogproizvođača donekle remeti tržišne odnose i zahtijeva prilagodbu ostalih proizvođača. Troškoviuravnoteženja VE ovisit će o samoj vrijednosti odstupanja proizvodnje VE kao i udjelu odstupanja VE uukupnom odstupanju.2. KRATKOROČNA ODSTUPANJA U EES-u Planiranje rada EES-a provodi se u više faza, od godine unaprijed pa sve do sata prije realnogvremena. Svaka od faza planiranja rada EES-a ima svoje specifičnosti, a dnevno planiranje rada EES-a,koje je posljednja faza u planiranju rada hrvatskog EES-a, koristi se prvenstveno za izradu dnevnogvoznog reda, kojim se definira proizvodnja svih elektrana u sustavu, te razmjena električne energije posatima. Pripremni dio dnevnog plana rada EES-a obuhvaća prognozu potrošnje, prognozu dotoka,poznavanje stanja proizvodnih objekata i prijenosne mreže (raspoloživost, radovi, remonti) i informacije omogućim kratkoročnim aranžmanima razmjene električne energije. Dnevno planiranje izvodi se posebnoza svaku elektranu (grupu elektrana) uz odgovarajuću koordinaciju angažmana hidroelektrana (HE) itermoelektrana (TE) s ciljem zatvaranja elektroenergetske bilance uz minimalne troškove rada sustava uz2

Str. 89pridržavanje odrednica srednjoročnog/dugoročnog planiranja (stanja akumulacija, dostupnost i troškovigoriva) uvažavajući trenutno stanje u sustavu. Prilikom izrade dnevnog plana rada također je potrebnoosigurati i potreban iznos rezerve, prema definiranim kriterijima sigurnosti rada EES-a [2]. Predviđanje opterećenja vrši se na temelju povijesnih podataka o ostvarenim opterećenjima.Značajnija odstupanja od predviđenih vrijednosti mogu biti uzrokovana npr. naglim promjenamatemperature. Planiranje bliže realnom vremenu omogućuje točnije predviđanje opterećenja, korekcijuplaniranog angažmana proizvodnih jedinica, a s time i smanjenje potreba za energijom uravnoteženja. Opisano planiranje rada EES-a odgovara planiranju bez prisutnosti VE u sustavu. Hrvatski sustavje trenutno takav sustav. VE predstavljaju novi element u planiranju rada sustava (novi skup proizvodnihjedinica) koji potrebno integrirati u proceduru planiranja rada EES-a. Varijabilnost proizvodnje VE ovisna je o promjenjivosti intenziteta vjetra na svim vremenskimrazinama (mjesec, dan, sat, 15 minuta). Da bi se u osigurala stalna ravnoteža proizvodnje i potrošnjeelektrične energije u sustavu u kojem su prisutne VE režim rada klasičnih elektrana mora se prilagođavatiu svrhu kompenzacije promjena proizvodnje VE. Mogućnost prilagodbe vezane su uz: strukturu, karakteristike i mogućnosti klasičnih elektrana (i velikih potrošača) u sustavu mogućnosti korekcije razmjene sa susjednim sustavima. Utjecaj varijabilne proizvodnje VE na pogon sustav uvelike ovisi o načinu i kvaliteti planiranjaproizvodnje VE: a) dugoročna prognoza (godišnja, višemjesečna) – moguća dobra procjena ukupne proizvodnje VE; posljedično tome moguća je redukcija uvoza električne energije u baznom dijelu dijagrama potrošnje u iznosu jednakom iznosu prosječne pretpostavljene proizvodnje VE. S povećanjem stupnja penetracije VE smanjuje se vjerojatnost angažiranja maksimalne snage VE integriranih u sustav i povećava se vjerojatnost angažiranja barem minimalne snage VE integriranih u sustav. b) dan unaprijed prognoza (do 3 dana unaprijed) – moguća dobra procjena prosječne dnevne proizvodnje VE na osnovu koje je moguće za konstantni iznos jednak razlici dnevne prognozirane i dugoročno prognozirane srednje vrijednosti proizvodnje korigirati proizvodnju angažiranih TE ili uvoz električne energije. c) satna razina – konačna razlika proizvodnje u odnosu na prognoziranu vrijednost koja se može regulirati prvenstveno proizvodnjom HE ovisno o angažmanu HE u razmatranom razdoblju te eventualno TE ako se mora očuvati minimalna noćna proizvodnja HE za potrebe regulacije. Utjecaj redovite varijabilnosti proizvodnje VE na rad primarne regulacije je zanemariv, reda jeveličine kao i varijacije potrošnje, a poteškoće su moguće eventualno kod ispada veće grupe VE zbogpropada napona u mreži. Područje aktiviranje sekundarne regulacije poklapa se s vremenskimintervalima u kojima varijabilnost proizvodnje VE može imati utjecaja na potrebu za povećanjem rezervesnage sekundarne regulacije. U Tablici I dane su okvirne vrijednosti [3] promjena proizvodne snage VEizražena u postocima nazivne snage agregata u vremenskim okvirima od 1 s do 1 h.Tablica I Promjene izlazne snage VEvrijeme promjena (%Pn)1 s 0,110 min 31 h 10 Utjecaj varijabilnosti posebno utječe na tercijarnu regulaciju odnosno mehanizam uravnoteženja,kao jedan od ključnih elemenata uspješne integracije VE u EES s obzirom na mogućnost značajnihvišesatnih odstupanja proizvodnje VE od plana. Kod velike geografske disperzije VE, kratkoročne i lokalne varijacije vjetra obično nisu povezane izbog toga doprinose ujednačavanju ukupne proizvodnje tj. smanjuju se amplitude maksimalnih varijacijaukupne proizvodnje VE u sustavu. U slučaju masovnije izgradnje VE u hrvatskom sustavu, efektgeografske disperzije vjerojatno neće jače doći do izražaja zbog činjenice da se većina planiranih lokacijaza VE nalazi na relativno malom geografskom prostoru s vrlo sličnim klimatskim uvjetima na pojedinimlokacijama. Krivulja opterećenja i krivulja proizvodnje VE na slici 1 krivulje definirane u zadnjoj fazi planiranja(npr. dan unaprijed). U bilo kojem intervalu (satni ili kraći intervali) u toku dana moguće je odstupanjejedne ili obiju krivulja od predviđenih vrijednosti: Ukoliko je opterećenje veće od previđenog ili proizvodnja VE manja od predviđene u sustavu se javlja manjak energije - minus (-) predznak na slici 1. 3

Str. 90 Ukoliko je opterećenje manje do previđenog ili proizvodnja VE veća od predviđene u sustavu se javlja višak energije - plus (+) predznak na slici 1. P (MWh/h) - opterećenje - + -+ odstupanje - - - proizvodnja + + VE ++ - -+ + + ++ ++ +- - -+ - - -- t (h) Slika 1. Kratkoročna odstupanja u EES-u Promatrano s aspekta satnih odstupanja proizvodnja VE i odstupanja potrošnje od plana su dvijeslične veličine. U određenom trenutku odnosno satnom intervalu moguće je sljedeće: a) potrošnja je veća od plana, proizvodnja VE je manja od plana – VE uzrokuje povećanje potrebe za energijom uravnoteženja (na postojeći manjak energije pridodaje se manjak energije uzrokovan proizvodnjom VE manjom od planirane) b) potrošnja je veća od plana, proizvodnja VE je veća od plana – VE uravnotežuju (barem djelomično) manjak energije uzrokovan odstupanjem potrošnje od plana c) potrošnja je manja od plana, proizvodnja VE je veća od plana – VE uzrokuje povećanje potrebe za energijom uravnoteženja (na postojeći višak energije pridodaje se višak uzrokovan proizvodnjom VE većom od planirane) d) potrošnja je manja od plana, proizvodnja VE je manja od plana – VE uravnotežuju (barem djelomično) višak energije uzrokovan odstupanjem potrošnje od plana Ukupno odstupanje sustava od plana je suma pogrešaka u prognozi potrošnje i pogrešaka uprognozi proizvodnje VE. Ove dvije kategorije odstupanja međusobno su statistički nezavisne, pa jeukupno odstupanja približno jednako [4]: Ouk OV2E Op2 (1)gdje je:Ouk - ukupna energija odstupanja (GWh/god)OVE - energija odstupanja proizvodnje VE (GWh/god)Op - energija odstupanja potrošnje (GWh/god).2.1. Kratkoročna odstupanja u hrvatskom EES-u Obzirom na dosadašnji način planiranja i vođenja hrvatskog EES-a te klasifikaciju troškova iobračun energije, za hrvatski EES ne postoje službeni povijesni podaci o potrebama za energijomuravnoteženja. Satno opterećenje i satni angažman elektrana u hrvatskom sustavu planiraju se za danunaprijed. Potpuno točno predviđanje opterećenja po satnim intervalima nije moguće te se u većini satnihintervala pojavljuju satna odstupanja ostvarenja od planiranih vrijednosti. Uslijed utjecaja promjenjivostikonzuma i pogona VE izvjestan je kratkoročni (sat ili nekoliko sati) višak ili manjak angažirane energije usustavu.4

Str. 912.2.1. Kratkoročno odstupanje ostvarenog opterećenja od planiranih vrijednosti Veličinu satnih odstupanja moguće je procijeniti na temelju podataka o ostvarenim i planiranimsatnim ostvarenjima na karakteristične dane. U radu je veličina odstupanja procijenjena na temeljupodataka o ostvarenjima za karakteristične dane – karakteristična srijeda i nedjelja iz karakterističnesrijede u razdoblju 2005. – 2007. godina. Promatrani karakteristični dani su: Tablica II. Karakteristični dani zima proljeće ljeto jesen srijeda srijeda srijeda nedjeljaGodina srijeda nedjelja srijeda nedjelja 19. 10. 23. 10. 2005. 19. 1. 23. 1. 18. 10. 22. 10. 2006. 18. 1. 22. 1. 20. 4. 24. 4. 20. 7. 24. 7. 17. 10. 21. 10. 2007. 17. 1. 21. 1. 19. 4. 23. 4. 19. 7. 23. 7. 18. 4. 22. 4. 18. 7. 22. 7. Analiza podataka o planiranim i ostvarenim satnim vrijednostima opterećenja hrvatskog sustavaza karakteristične dane (Tablica II) za razdoblje 2005. – 2007. godina ukazuje na sljedeće činjenice(Tablica III): a) maksimalno satno odstupanje iznosi: ± 200 MWh/h b) prosječno satno odstupanje iznosi: ± 50 MWh/h c) vjerojatnosti pojave i veličina satnog manjka (negativno odstupanje) i viška energije (pozitivno odstupanje) su podjednake d) prosječna ukupna pogreška u kratkoročnom planiranju (satni intervali) iznosi: 2,75 %. Kratkoročna odstupanja u sustavima u kojima se planiranje odvija bliže realnom vremenu(Francuska [5], Njemačka[6]) pogreška u planiranju iznosi oko 1%.Tablica III. Statistika odstupanja za karakteristične dane u razdoblju 2005. – 2007. godinaMaksimalno pozitivno odstupanje (MWh/h) 211Prosječno pozitivno odstupanje (MWh/h) 56,6Broj satnih intervala u kojima se javlja pozitivno odstupanje 267Broj satnih intervala u kojima se javlja pozitivno odstupanje veće od 47 (3)100 MWh/h (150 MWh/h)Maksimalno negativno odstupanje (MWh/h) 209Prosječno negativno odstupanje (MWh/h) 49,7Broj satnih intervala u kojima se javlja negativno odstupanje 301Broj satnih intervala u kojima se javlja pozitivno odstupanje veće od 34 (16)100 MWh/h (150 MWh/h) Analiza odstupanja potrošnje za EES RH pokazuje da otprilike 50% energije satnih odstupanjaotpada na manjak energije, a preostalih 50% na višak energije. Uz pretpostavku da taj omjer viška imanjka energije može varirati od godine do godine u rasponu ± 10% mogući udio manjka energije(potreban dodatni angažman izvora, veći troškovi) iznosi od 40 % do 60 % ukupnih potreba za energijomuravnoteženja. Prema strategiji energetskog razvitka [1] godišnji porast ukupne potrošnje u razdoblju do 2020.trebao bi iznositi 3,5% što znači da bi u 2015. godine ukupna potrošnja, uz početnu vrijednost od 17,6TWh u 2007. godini [7], iznosila 23,2 TWh. Potrebe za energijom uravnoteženja, ovisno o točnostiplaniranja iznosile bi u 2015. godini (Tablica IV): 5

Str. 92 Tablica IV. Potrebe za energijom uravnoteženja u ovisnosti o točnosti predviđanja potrošnje u 2015. godini Pogreška predviĎanja opterećenja (%) Potrebe za energijom uravnoteženja (GWh) 2,75 2,5 638 2 580 1,5 464 1 348 2322.2.2. Kratkoročna odstupanja proizvodnje VE U hrvatskom EES-u danas je instalirano samo 17 MW u VE. Razdoblje do 2015. godine obilježitće značajan porast instaliranih snage u novim vjetroelektranama. Strategija energetskog razvitkapredviđa da će do 2015. godine u hrvatski sustav biti integrirano oko 700 MW vjetroelektrana. Paralelno sporastom stupnja penetracije VE, događat će se i promjene na tržištu električne energije. Posljedično,javlja se potreba za adekvatnom tehničkom i ekonomskom valorizacijom utjecaja VE na mogućnosturavnoteženja sustava. Podaci o razlici plana i ostvarenja proizvodnje VE u 2008. godini ukazuju na izuzetno velikamjesečna odstupanja proizvodnje od plana, odnosno na nepreciznost važeće prakse mjesečnogplaniranja rada VE za godinu unaprijed. Godišnje odstupanje od planirane proizvodnje iznosi oko 10%,dok se mjesečno odstupanje ostvarene proizvodnje u odnosu na planiranu kreće u rasponu od – 58% do+ 38%. Proizvodnja VE se ne planira na tjednoj, dnevnoj ili satnoj osnovi. U trenutku kada u sustav RH bude integrirano 700 MW VE, njihov rad morat će se planirati zadan unaprijed, a vrlo vjerojatno i bliže realnom vremenu (nekoliko sati) uvažavajući postojeće i ostvarivetehničke mogućnosti te buduće zahtjeve vezane uz razvoj procedura planiranja rada sustava i tržištaelektrične energije. Podatke o ostvarenoj proizvodnji VE moguće je iskazati i brojem radnih sati pri nazivnoj snazi VE: Tablica V. Proizvodnja VE u hrvatskom EES-u u razdoblju 2007. – 2008. godina Godina Faktor iskorištenja Sati rada (h) 2007. 0,233 2014 2008. 0,263 2303 Prosječno 0,248 2172 Strategija energetskog razvitka 0,250 2200 Na temelju dostupnih podataka o ostvarenoj proizvodnji postojećih VE, potencijalni lokacijamanovih VE i karakteristikama vjetra u proračunima će se pretpostaviti 2200 radnih sati VE godišnjeodnosno prosječna snaga proizvodnje od 180 MW za 700 MW instaliranog kapaciteta VE u 2015. godini. Budući da za hrvatski sustav, zbog neraspoloživosti podataka i malog instaliranog kapaciteta VE,nije moguće provesti analizu satnih odstupanja proizvodnje VE analogno analizi satnih odstupanjapotrošnje, na temelju inozemnih iskustava i dostupnih podataka, pretpostavit će se prosječno satnoodstupanje proizvodnje VE u rasponu od: 10 % Psr za dobro planiranje rada VE do 50 % Psr za lošeplaniranje rada VE(prosječni angažman VE: Psr = 180 MW za 700 MW instaliranog kapaciteta). U tabliciVI prikazan je raspon mogućih potreba za energijom uravnoteženja u 2015. godini s pretpostavljenih 700MW instalirane snage u VE u ovisnosti o točnosti planiranja proizvodnje VE: Tablica VI. Odstupanje VE uz 700 MW instalirane snagePogreška planiranja (%Psr) 10 20 30 40 50Odstupanje VE (GWh/god) 158 315 473 631 788 Dakle, pretpostavlja se da će prosječni satni angažman VE na godišnjoj razini iznositi oko 180MWh/h te da će se prosječne pogreške u kratkoročnom planiranju kretati u rasponu od minimalno 10%prosječnog angažmana: ± 18 MWh/h do maksimalno 50 % prosječnog satnog angažmana: ± 90 MWh/h.6