Navigation Panel

Jak ceny na RB i RDB zależą od dostępnej nadwyżki mocy?


Ceny energii elektrycznej na Rynku Bilansującym (RB) i Rynku Dnia Bieżącego (RDB) zależą od relacji dostępnej podaży i aktualnego popytu na energię elektryczną. Którą jednak wielkość można uznać za syntetyczny wyznacznik tych cen? Jak układa się zależność pomiędzy tym wyznacznikiem a cenami?


Ceny na RB i RDB

Analizowane ceny na RDB to archiwalne ceny giełdowe opublikowane przez TGE SA. Dotyczą one jedynie godzin od 12 do 24 (końce przedziałów godzinowych), gdyż w badanym okresie, tj. od października 2016 do kwietnia 2017, była tylko jedna przedpołudniowa godzina (2016-11-14 06:00-07:00), dla której zarejestrowano transakcję na RDB. Łącznie wszystkich godzin, dla których zaobserwowano transakcje w tym okresie, było 980, co stanowi ok. 19% wszystkich godzin tego okresu.

Ceny na RB to ceny rozliczeniowe pochodzące z dobowych raportów z funkcjonowania rynku bilansującego, regularnie publikowanych przez PSE SA.


Wyznacznik cen

Jaką jednak wielkość należy wybrać na wyznacznik cen? Odpowiedzi będzie zapewne tyle, ilu jest traderów i analityków rynku energii. Ja, dla prostoty analizy, wybrałem jedną, ogólnie dostępną wielkość, odzwierciedlającą bieżącą relację popytu i podaży, i którą można wyznaczyć na podstawie danych publikowanych przez PSE SA – w bieżącym planie koordynacyjnym dobowym (BPKD) i raporcie dobowym z pracy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). Jest to wielkość, którą można traktować jako dostępną nadwyżkę popytu nad podażą, albo jako potencjał zdolności wytwórczych JWCD (jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych), po odjęciu generacji JWCD oraz wymaganej rezerwy ponad zapotrzebowanie w KSE:
Nadwyżka [GW] = 
Suma zdolności wytwórczych JWCD [GW] 
– Średnia godzinowa moc generacji JWCD [GWh/h] 
- Rezerwa ponad zapotrzebowanie [GW]

Warto zauważyć, że jest to wielkość, na którą Operator Systemu Przesyłowego (OSP) ma bezpośredni i niemal natychmiastowy wpływ. Dlatego też nie ma w niej wielkości generacji z jednostek nie będącymi jednostkami wytwórczymi centralnie dysponowanymi (nJWCD), których bezwładność, tj. czas reakcji na dyspozycję, jest znacznie większa.

Warto także zwrócić uwagę na fakt, że rezerwa ponad zapotrzebowanie (ostatni odjemnik w powyższej definicji) zawiera w sobie element popytu, gdyż jej wysokość jest wyznaczana w zależności od bieżącego zapotrzebowania na moc w KSE.

Wielkość samej nadwyżki jest wyznaczana nieco inaczej dla RB i RDB, a ma to swoją przyczynę w dostępności danych:
  • dla RB suma zdolności wytwórczych JWCD i rezerwa ponad zapotrzebowanie brane są z ostatniego BPKD przed godziną dostawy, zaś średnia godzinowa moc generacji JWCD to rzeczywista zmierzona wartość pobrana z raportu dobowego o pracy KSE;
  • dla RDB wszystkie wartości składowe pochodzą z ostatniego BPKD opublikowanego przed zamknięciem bramki na handel energią dla danej godziny dostawy – tj. dla godzin od 12 do 18 na 2,5 godz. przed dostawą, a dla godzin od 19 do 24 – do godz. 15:30 w dniu dostawy – zgodnie z harmonogramem sesji na RDB.

Taka konstrukcja nadwyżki mocy zapewnia, że moment ustalenia ceny odpowiada aktualnie dostępnym informacjom na rynku.

Co jest na wykresach?

Każdy niebieski punkt odpowiada cenie za energię elektryczną [PLN/MWh] dla ustalonej godziny dostawy w zależności od wyznaczonej dla tej godziny nadwyżki [GW], obliczonej według podanego wyżej wzoru.

Pomarańczowymi rombami oznaczono punkty „niezdominowane”, tj. te, dla których nie ma takiego punktu, w którym zarówno cena jak i nadwyżka jest większa od ceny i nadwyżki określonych w takich punktach. Punkty niezdominowane ograniczają zatem od góry obszar cen zaobserwowanych w badanym okresie.

Poziomymi pomarańczowymi liniami zaznaczono minimalne i maksymalne ceny systemowe, tj. odpowiednio 70 i 1 500 PLN/MWh.

Spostrzeżenia

Dla nadwyżek od ok. 3 do 12 GW, przy założeniu liniowej zależności ceny od nadwyżki mocy i niezerowym wyrazie wolnym, mamy:
  • dla RB spadek średnio o 9,00 (0,38) PLN/MWh/GW (współczynnik determinacji wynosi 0,17),
  • dla RDB spadek średnio o 11,23 (1,08) PLN/MWh/GW (współczynnik determinacji wynosi 0,24),

co można interpretować w następujący sposób: z każdym kolejnym gigawatem nadwyżki, cena za jedną megawatogodzinę spada na rynku bilansującym i rynku dnia bieżącego odpowiednio o ok. 9 i 11 złotych. Jest to obserwacja zgodna z intuicją – im więcej dostępnej mocy, tym niższa cena na rynku.

Ceny dla nadwyżek od 0 do 3 GW nie spadają już bynajmniej w tempie liniowym, choć większa część punktów w tym przedziale znajduje się na lewym przedłużeniu prostej wyznaczonej przez punkty dla nadwyżki z zakresu powyżej 3 GW. Głównym powodem tej nieliniowości są różne koszty krańcowe produkcji energii dla różnych bloków, którymi dysponuje OSP.

Gdy przyjrzeć się punktom obrazującym ceny na RB w zależności od nadwyżki, ale tylko w zakresie od 70 do 270 PLN/MWh (które stanowią aż 98% wszystkich obserwacji), można zauważyć, że układają się one w poziome pasma, odzwierciedlające właśnie koszty krańcowe produkcji energii dla dostępnych bloków:



Najlepiej widoczne pasma to np. 72, 85, 100 czy 107 PLN/MWh. Częstość występowania cen RB dla zakresu od 70 do 270 PLN/MWh przedstawiona jest na wykresie poniżej. Bardzo dobrze potwierdza on istnienie większości pasm cenowych z wykresu powyżej. Są jednak i takie pasma – np. 85, 170 i 180 PLN/MWh – których nie można dostrzec na wykresie częstości, a które dość jednoznacznie separują się na wykresie cen wykreślonych względem nadwyżki mocy:



Wskazuje to dość jednoznacznie na ograniczenia bieżącej, jednowymiarowej analizy, którą w kolejnym kroku należałoby rozbudować o zbadanie zależności cen na RB i RDB od kosztów krańcowych produkcji energii dla bloków energetycznych dostępnych na każdą godzinę dostawy.

Mam nadzieję, że powyższy temat jest na tyle inspirujący, by skłonić niektórych czytelników do prowadzenia własnych poszukiwań. W przypadku pytań lub sugestii – serdecznie zapraszam do kontaktu.


Brak komentarzy:

Publikowanie komentarza