Pojmovnik

V pojmovniku obširneje predstavljamo vsebine, povezane z obratovanjem prenosnega omrežja.

Obratovanje prenosnega omrežja

Varno obratovanje prenosnega omrežja

Varno obratovanje prenosnega omrežja pomeni, da je odjemalcem v vsakem trenutku na voljo dovolj električne energije. Da bi to zagotovili, mora družba ELES upoštevati določene evropske (Obratovalni priročnik, Operation Handbook) in domače (Sistemska obratovalna navodila za prenosni sistem električne energije, SONPO) varnostne standarde.

Družba ELES se pri zagotavljanju varnosti obratovanja povezuje tudi v Mednarodno združenje za varno obratovanje – TSC (TSO Security Cooperation). Z razmahom proizvodnje energije iz obnovljivih virov in panevropskega trgovanja z električno energijo postajajo tudi varnostni problemi meddržavni, kar pomeni, da je za njihovo učinkovito reševanje potrebno meddržavno sodelovanje in koordiniranje ukrepov, tako pri načrtovanju kot tudi obratovanju v realnem času.

Izpadi in izklopi daljnovodov

Ključni element večine varnostnih standardov je uveljavitev tako imenovanega kriterija n-1, ki omogoča obvladovanje morebitnih izpadov daljnovodov. Izpolnjevanje tega kriterija poenostavljeno pomeni, da imamo ob izpadu posameznega elementa prenosnega omrežja (daljnovoda ali razdelilno-transformatorske postaje) pripravljen rezervni scenarij ter da ne pride do motenj napajanja odjemalcev ali trajne preobremenitve obratujočih elementov prenosnega omrežja, ki bi lahko vodile do kaskadnih izpadov in napetostne nestabilnosti oziroma razpada omrežja in posledično električnega mrka.

V sklop zagotavljanja varnega obratovanja elektroenergetskega sistema spada poleg obvladovanja izpadov (kriterij n-1) tudi podrobno načrtovanje izklopov. Izklopi daljnovodov in drugih elektroenergetskih naprav so potrebni zaradi rednih in izrednih vzdrževalnih del, zaradi investicijskih del, zaradi odprave ali preprečitve okvar ter kot varnostni izklopi zaradi preprečitve ogrožanja zdravja in življenja ljudi ali škode na napravah, pa tudi zaradi optimalnega delovanja prenosnega omrežja.

Družba ELES na podlagi plana vzdrževalnih in investicijskih del na začetku leta pripravi plan izklopov daljnovodov in drugih elektroenergetskih naprav za tekoče leto, ki vsebuje predvideni termin in trajanje posameznega izklopa. Letni plan izklopov je objavljen v Indikativni elektroenergetski bilanci.

Posebna pozornost je pri tem namenjena informacijam o izpadih (tržno pomembni izpadi) in izklopih (tržno pomembni izklopi) daljnovodov, ki vplivajo na čezmejne prenosne zmogljivosti.

Objavljeni termini izklopov elektroenergetskih naprav so indikativni in zato za družbo ELES neobvezujoči.

Izravnava elektroenergetskega sistema

Izravnava elektroenergetskega sistema zagotavlja tehnično varno in ekonomično obratovanje elektroenergetskega sistema ter omogoča zanesljivo dobavo kakovostne električne energije. Temelj izravnave elektroenergetskega sistema je delujoč trg z električno energijo. Omejitve glede proizvodnih ali prenosnih zmogljivosti pomenijo nevarnost, da elektroenergetski sistem ni izravnan.

Vloga družbe ELES kot sistemskega operaterja je, da ob upoštevanju varnostnih kriterijev omogoča čim bolj nemoteno čezmejno trgovanje z električno energijo in s tem prispeva k učinkovitejšemu delovanju trga z električno energijo. Družba ELES posreduje samo, ko se v prenosnem sistemu pojavijo večja neravnovesja, ki jih udeleženci trga niso uspeli pravočasno izravnati z nakupom oziroma prodajo električne energije na trgu. Pri tem kupuje oziroma prodaja energijo za izravnavo in uporablja sistemske storitve*, ki so še zlasti pomembne za izravnavo elektroenergetskega sistema v sekundnem in minutnem področju.

* Sistemske storitve izvajajo operaterji prenosnega in distribucijskega omrežja s ciljem zagotavljati varno in zanesljivo obratovanje elektroenergetskega sistema ter so nujne za obratovanje sistema. Mednje spadajo regulacija frekvence in moči, regulacija napetosti in zagon agregata brez zunanjega vira napajanja. Podrobno so opisane v Sistemskih obratovalnih navodilih za prenosni sistem električne energije Republike Slovenije.

Pametna omrežja

Pametna omrežja pomenijo nadgradnjo obstoječega sistema s sodobnimi informacijskimi tehnologijami. Odprtje trga z električno energijo, deregulacija in vse večji delež razpršenih virov so spremenili razmere v elektroenergetskem sistemu. Za obvladovanje teh spremenjenih razmer ne zadostujejo več zgolj naložbe v klasično infrastrukturo, čeprav je izgradnja novega daljnovoda ali transformatorja še vedno temeljni element za izvajanje osnovnih funkcij prenosnega omrežja. Čas za izvedbo takih investicij je predolg, da bi lahko uspešno kljubovali hitrim spremembam.

Alternativno rešitev navedenih težav je mogoče doseči tudi z vpeljavo pametnih omrežij. Dober primer take prakse v družbi ELES predstavlja projekt SUMO, v katerem s tehnologijami dinamičnega spremljanja prenosnih zmogljivosti ugotavljamo dejanske meje obratovanja in posledično dejanske izrabe daljnovodov.

Podobno vlogo ima tudi projekt WAMPAC, ki temelji na tehnologiji sinhronega zajemanja fazorjev toka in napetosti ter bo operaterju v realnem času omogočal vpogled v stabilnost sistema, ki jo v zadnjem času zmanjšuje vse večja količina razpršenih virov po vsej Evropi.

Družba ELES sodeluje tudi v drugih mednarodnih projektih s področja pametnih omrežij:

Vizualizacija obremenjenosti in prenosne zmogljivosti prenosnega omrežja v sklopu projekta SUMO
Vizualizacija obremenjenosti in prenosne zmogljivosti prenosnega omrežja v sklopu projekta SUMO

Vizualizacija napetostnih kotov, v prihodnje nadgrajena s PMU
Vizualizacija napetostnih kotov, v prihodnje nadgrajena s PMU

Čezmejne prenosne zmogljivosti

Določanja višine ČPZ

Čezmejne prenosne zmogljivosti so zmogljivosti vodov, ki povezujejo sosednje elektroenergetske sisteme.

Višina ČPZ, ki jih sistemski operater ponudi za komercialne namene, je omejena. Družba ELES ČPZ za vse tri meje (slovensko-avstrijsko, slovensko-hrvaško, slovensko-italijansko) izračunava po metodologiji določanja višine ČPZ, dogovorjeni znotraj organizacije sistemskih operaterjev v Evropi (ENTSO-E).

ENTSO-E metodologija določanja višine ČPZ

Metodologija določanja višine ČPZ upošteva stanje elektroenergetskega sistema, ki se spreminja zaradi različnih obremenitev, različnega števila njegovih uporabnikov (proizvajalcev, odjemalcev) in konfiguracije omrežja, ter trajno dopustni tok posameznega elektroenergetskega elementa, ki se spreminja v odvisnosti od letnega časa, in je odvisen predvsem od dovoljene temperature elektroenergetskega elementa in temperature okolice.

Zaradi tega se za posamezno mejo indikativne vrednosti ČPZ ali NTC (angl. Net Transfer Capacity) določijo posebej za zimo in poletje. Izračuni NTC temeljijo na simulacijskih modelih celotnega sinhrono povezanega omrežja, t. i. referenčnih modelih, za zimo in poletje prihajajočega leta (dolgoročni izračuni), ali pa na dvostransko pripravljenih modelih, ki natančneje opisujejo prihajajoče elektroenergetske razmere (kratkoročni izračuni).

Prvi korak pri določanju ČPZ je simulacija čezmejnih izmenjav delovnih moči. Celotno prenosno zmogljivost med sosednjima elektroenergetskima sistemoma določimo s postopnim povečevanjem izmenjave med sistemoma in sprotnim preverjanjem varnega obratovanja sistema. Simulacija poteka na modelu, ki upošteva vnaprej določene/dogovorjene izmenjave med sistemi (angl. Base Case Exchanges).

Povečevanje izmenjave se praviloma izvaja s povečevanjem proizvodnje v enem sistemu in z zmanjševanjem v drugem. Povečevanje je mogoče izvesti na več načinov, na primer proporcionalni dvig/spust proizvodnje, dvig/spust s pomočjo utežnih faktorjev, ob majhni proizvodni zmogljivosti elektroenergetskega sistema pa je mogoč tudi dvig ali spust obremenitev.

Povečevanje izmenjave delovnih moči med posameznimi elektroenergetskimi sistemi izvajamo do trenutka, ko je ogroženo varno obratovanje elektroenergetskega sistema. Pri tem se preverjajo termična obremenitev elementov, napetostne razmere in dinamična stabilnost v sistemu.

Če se ugotovi kršitev katerega od kriterijev za varno obratovanje in tega ni mogoče odpraviti z določenimi ukrepi, potem je to obratovalno stanje meja varnega obratovanja. Na podlagi tako določene meje varnega obratovanja lahko določimo celotno prenosno zmogljivost med elektroenergetskimi sistemi, in sicer po enačbi:

TTC = BCE + ∆E = NTC + TRM

kjer so:

  • TTC = Total Transfer Capacity ali celotna prenosna zmogljivost. TTC je največja možna, varna izmenjava moči med sosednjima EES z upoštevanjem varnostnih standardov v posameznem EES;
  • BCE = Base Case Exchange ali izhodiščni model izmenjav;
  • ∆E = povečanje izmenjave. Skupaj z izmenjavo v izhodiščnem modelu predstavlja moč, ki jo je mogoče izmenjevati med EES ob predpostavki zanesljivega obratovanja EES;
  • NTC = Net Transfer Capacity ali neto čezmejna prenosna zmogljivost (predvidena za komercialno uporabo) je razlika med celotno in zanesljivostno prenosno zmogljivostjo;
  • TRM = Transmission Reliability Margin ali zanesljivostna prenosna rezerva določa prenosno zmogljivost, ki jo mora sistemski operater zagotoviti zaradi možnega izpada največjega agregata v regulacijskem območju, zaradi kotnih ali napetostnih stabilnostnih problemov ipd.

Če obstajajo že dodeljene čezmejne prenosne zmogljivosti (v okviru letne ali mesečnih avkcij za dodeljevanje čezmejnih prenosnih zmogljivosti), razpoložljive čezmejne prenosne zmogljivosti izračunamo po enačbi:

ATC = NTC - AAC

Kjer sta:

  • ATC = Available Transfer Capacity ali razpoložljiva ČPZ predstavlja neoddani del NTC, ki je namenjen nadaljnji komercialni rabi;
  • AAC = Already Allocated Capacity ali že dodeljene ČPZ.

Spodnja slika prikazuje gibanje vrednosti TTC, TRM, NTC, ATC in AAC, ki se v različnih časovnih obdobjih spreminjajo:

Gibanje vrednosti TTC, TRM, NTC, ATC in AAC

Celotna metodologija ENTSO-E določanja NTC/ATC je natančneje opisana v dokumentu »NTC and ATC in the IEM, information for user, ETSO, March 2000«.

 

Natančnejši opis izračuna ČPZ

V priloženih dokumentih je natančnejši opis izračuna skupnih ČPZ za slovensko-avstrijsko in slovensko-hrvaško mejo za leto 2014.

Za severnoitalijansko mejo vsi sistemski operaterji na tej meji izračunajo skupen NTC. Metodologija izračuna skupnega NTC je opisana v dokumentu »Methodology for the joint assessment of the net transfer capacity at the northern italian interconnection«.

Način razdelitve skupnega NTC med posamezne sistemske operaterje oziroma višina NTC za posameznega operaterja je določena na podlagi nekaterih ad hoc delitvenih dejavnikov, ki izvirajo iz zgodovinskih dvostranskih dogovorov in odnosov.

NTC in ATC za dodeljevanje

Vrednosti NTC pomenijo vrednosti celotnih čezmejnih prenosnih zmogljivosti na določeni meji, namenjenih komercialnemu dodeljevanju, ob upoštevanju vseh kriterijev zanesljivega in varnega obratovanja obeh sosednjih omrežij. Sistemski operater določa vrednosti NTC za vsako smer in vsako mejo tako, da objavlja indikativno vrednost NTC, ki jo skupaj za vse leto določita sosednja sistemska operaterja, ter vrednost NTC v dnevu D-1, ki pomeni dejansko vrednost NTC in se lahko v primerih posebnih obratovalnih razmer oziroma nepričakovanih dogodkov razlikuje od indikativnega.

Vrednost ATC pomeni vrednost razpoložljivih čezmejnih prenosnih zmogljivosti, ki so še na voljo za dodeljevanje za komercialne namene.

Ko udeleženec avkcije, ki so mu bile ČPZ dodeljene na letni ali mesečni avkciji, te vrne sistemskemu operaterju za nadaljnjo prodajo, se za višino vrnjenih ČPZ poveča vrednost ATC za nadaljnje dodeljevanje. Prav tako se zaradi t. i. nettinga, ki se izvaja po nominaciji dolgoročnih ČPZ, ATC za dnevno avkcijo poveča za višino nominiranih dolgoročnih ČPZ v nasprotni smeri.

Avkcije za ČPZ

Družba ELES dodeljuje ČPZ na eksplicitnih in implicitnih avkcijah. Eksplicitne avkcije so avkcije, pri katerih udeleženci avkcij podajajo ponudbe z namenom pridobitve pravice do uporabe ČPZ. Marginalno ceno za ČPZ določi zadnja še sprejeta ponudba. Če je povpraševanje po ČPZ manjše od ponujene količine, je cena ČPZ nič. Implicitne avkcije pomenijo nadgradnjo eksplicitnega dodeljevanja ČPZ, saj gre za sočasno pridobitev ČPZ in električne energije. Tovrstne avkcije izvajajo borze z električno energijo, sistemski operaterji pa sporočijo količine razpoložljivih ČPZ, ki predstavljajo omejitev trgovanja med sosednjima borzama. V praksi gre za združitev knjig ponudb dveh ali več borz, ki z uporabo algoritma izračunajo nov lokalni cenovni optimum kot posledico učinkovitejše čezmejne izmenjave električne energije.

V tabeli prikazujemo način dodeljevanja ČPZ in izvajalca avkcij za obe smeri in vsako od treh mej:

Meja Vrsta avkcij Izdajalec avkcij
SI-AT Eksplicitne koordinirane; letne, mesečne
Market Coupling – implicitne; dnevne
JAO
BSP/GME
SI-IT Eksplicitne koordinirane; letne, mesečne
Market Coupling - implicitne; dnevne
Implicitne intraday avkcije
JAO
BSP/GME
BSP/GME
SI-HR Eksplicitne koordinirane; letne, mesečne, dnevne JAO

ČPZ se dodeljujejo na letnih avkcijah, ki se izvajajo enkrat na leto, mesečnih avkcijah, ki se izvajajo enkrat mesečno, in na dnevnih avkcijah.

Dnevne avkcije na slovensko-italijanski, slovensko-avstrijski in slovensko-hrvaški meji potekajo vse dni v tednu.

Dodeljevanje ČPZ znotraj dneva (angl. intraday) poteka na slovensko-avstrijski, slovensko-hrvaški in slovensko-italijanski meji. Mogoče je po uskladitvi voznih redov za dan vnaprej.

Na slovensko-avstrijski in slovensko-hrvaški meji se dodeljevanje znotraj dneva začne ob 18.00 na D-1 in poteka za vsako uro do H-1, po načelu vrstnega reda prispelih ponudb (angl. first come first serve).

Spajanje trgov z električno energijo (Market Coupling)

Market coupling je angleški izraz za spajanje trgov z električno energijo. Je ena od metod obvladovanja zamašitev pri čezmejnem trgovanju z električno energijo. Predstavlja implicitno dodeljevanje čezmejnih prenosnih zmogljivosti, kjer so te vhodni parameter optimizacijskega algoritma, ki se izvaja ob nakupu ali prodaji električne energije na dveh ali več sosednjih borzah z električno energijo, med katerima(i) prihaja do zamašitev.

Zanesljivost dodeljenih ČPZ

Stopnja zanesljivosti dodeljenih ČPZ je določena v avkcijskih pravilih za dodeljevanje čezmejnih prenosnih zmogljivosti. V nadaljevanju povzemamo informacije o zanesljivosti dodeljenih ČPZ, in sicer po posameznih mejah dodeljevanja.

Stopnjo zanesljivosti dodeljenih ČPZ določimo na podlagi statističnih podatkov. Pomeni razmerje med skupno količino dodeljenih ČPZ v MWh za določeno obdobje in med skupno količino nereduciranih ČPZ za enako obdobje, pri čemer nereducirane vrednosti pomenijo razliko med dodeljenimi ČPZ in reduciranimi ČPZ za to obdobje. Stopnjo zanesljivosti dodeljenih ČPZ izračunamo kot:

Izračun

kjer so:

  • SD stopnja zanesljivosti dodeljenih ČPZ,
  • ČPZdodeljene skupna vrednost dodeljenih ČPZ za uro h,
  • ČPZreducirane skupna vrednost reduciranih ČPZ za uro h,
  • h ure v obdobju, za katerega je bila narejena statistična analiza.

Stopnja zanesljivosti dodeljenih ČPZ na slovenskih mejah za leto 2015:

MEJA SD (%)
SI-IT 99,9
IT-SI 99,3
SI-HR 100,0
HR-SI 100,0
SI-AT 100,0
AT-SI 100,0

Uporaba ČPZ

Udeleženci avkcij, ki so jim bile ČPZ dodeljene, najavijo njihovo uporabo v obliki t. i. voznih redov. Z voznimi redi sporočijo, koliko dodeljenih ČPZ na določeni meji in za določeno smer bodo uporabili za čezmejni prenos električne energije.

Družba ELES sprejema najavo uporabe dolgoročnih ČPZ (dodeljenih na letni in mesečni avkciji) do roka za jutranjo najavo voznih redov, kratkoročnih ČPZ (dodeljenih na dnevni avkciji) pa do roka za popoldansko najavo voznih redov.

Postopek v zvezi z najavami in usklajevanji voznih redov je na evropski ravni določen v Obratovalnem priročniku (Operation Handbook), Politika 2.

Družba ELES po poteku roka za najavo voznih redov vse prispele vozne rede za vsako mejo in smer združi ter jih uskladi s sosednjim sistemskim operaterjem. Po uskladitvi voznega reda družba ELES uporabniku odobri posamezen prenos električne energije s potrditvijo voznega reda in v skladu s Sistemsko obratovalnimi navodili (SONPO).

Upravljanje prezasedenosti slovenskega prenosnega omrežja

Ena glavnih nalog sistemskega operaterja je upravljanje prezasedenosti prenosnega omrežja. Prezasedenost prenosnega omrežja je stanje, v katerem vsota delovnih moči sklenjenih kupoprodajnih pogodb v določenem časovnem obdobju na posamezni prenosni poti presega njene tehnične ali obratovalne omejitve.

Glede na vzrok prezasedenosti govorimo o prezasedenosti v notranjem omrežju ali kot posledici povezav s sosednjimi elektroenergetskimi sistemi.

Prezasedenost v povezavi s sosednjimi EES

Prezasedenost v povezavi s sosednjimi EES pomeni stanje, ko je povpraševanje po čezmejnem prenosu električne energije večje, kot so tehnične zmogljivosti EES. Sistemski operater v takih primerih omeji prenos električne energije med regulacijskimi območji, da bi preprečil preobremenitev posameznih elementov elektroenergetskega sistema oziroma da lahko zagotavlja zanesljivost obratovanja znotraj standardov (standard N-1).

Glede na lego slovenskega elektroenergetskega sistema in razmere na regionalnih trgih električne energije pretoki električne energije in posledično povpraševanje po čezmejnih prenosnih zmogljivostih na slovenskih mejah največkrat sledijo dvema vzorcema:

  • tranzit električne energije iz srednjevzhodne in jugovzhodne Evrope proti Italiji – ta pojav je pogostejši in se pojavlja ob običajnih razmerah na trgih električne energije. Posledično čezmejnih prenosnih zmogljivosti primanjkuje na avstrijsko-slovenski meji, v največji meri pa na slovensko-italijanski meji;
  • tranzit električne energije iz srednjevzhodne Evrope in Italije proti jugovzhodni Evropi – ta pojav sovpada s sušnimi obdobji na območju jugovzhodne Evrope. Posledično čezmejnih prenosnih zmogljivosti primanjkuje na avstrijsko-slovenski in občasno tudi na slovensko-hrvaški meji.

Prezasedenost v notranjem omrežju

V normalnem obratovanju praviloma ne prihaja do prezasedenosti v slovenskem notranjem omrežju.

V primerih nenormalnih obratovalnih stanj, ki vodijo do preobremenitev daljnovodnih povezav in transformatorjev, lahko sistemski operater v skladu z zakonskimi pooblastili začasno omejuje dobavo električne energije odjemalcem ali proizvodnjo proizvajalcem, da tako prepreči izpade elementov omrežja, ki lahko povzročijo razpad.

Ukrepi za odpravljanje prezasedenosti

Ukrepe za odpravljanje prezasedenosti ločimo na dolgo- in kratkoročne.

Dolgoročni ukrepi za odpravljanje prezasedenosti so dodatne investicije in posodabljanje obstoječega prenosnega omrežja, s katerimi razbremenimo obstoječe elemente omrežja. Med dolgoročne in tudi srednjeročne ukrepe za odpravljanje prezasedenosti uvrščamo tudi določanje obsega dovoljenih čezmejnih prenosnih zmogljivosti za komercialno uporabo, ki še omogoča zagotavljanje varnega obratovanja EES. Sistemski operater v ta namen izračuna ter objavi količino letnih, mesečnih in dnevnih razpoložljivih čezmejnih prenosnih zmogljivosti, ki jih razdeli udeležencem trga na tržni način.

Kljub dolgo- in srednjeročnim ukrepom za upravljanje prezasedenosti se lahko v realnem času prezasedenost vseeno pojavi. Vzrok teh prezasedenosti so nepredvideni dogodki v elektroenergetskem sistemu, ki odstopajo od predvidenih stanj omrežja, na podlagi katerih je bil narejen izračun razpoložljivih čezmejnih prenosnih zmogljivosti.

Na splošno lahko za odpravljanje prezasedenosti v realnem času (kratkoročni ukrepi) sistemski operaterji uporabljajo najprej tehnične ukrepe za znižanje pretokov skozi prezasedene elemente (spreminjanje topologije omrežja, uporaba prečnih transformatorjev idr.). Če pa ti ukrepi niso zadostni oziroma razpoložljivi, sistemski operater izvede dodatne ukrepe, ki jih uporabi glede na njihovo razpoložljivost:

  • Prerazporeditev proizvodnje (angl. redispatching) – prezasedenost znotraj svojega območja sistemski operater razrešuje z lokalnim prerazporejanjem proizvodnje tako, da s poseganjem na trg spremeni lokacijo proizvodnje.
  • V primeru prezasedenosti med območji je potrebno usklajeno izvajanje prerazporejanja proizvodnje med različnimi sistemskimi operaterji (angl. countertrading), ki se morajo pri tem časovno in pogodbeno uskladiti.
  • Znižanje čezmejnih prenosnih zmogljivosti (angl. curtailment) – če nobeden od naštetih ukrepov za odpravo prezasedenosti ne doseže želenega učinka, je sistemski operater zaradi varnosti obratovanja dolžan znižati že dodeljene čezmejne prenosne zmogljivosti na tistih mejah, kjer se pojavi prezasedenost.

Prevzem in proizvodnja v prenosnem omrežju

Družba ELES vzpostavlja ravnovesje med proizvodnjo in prevzemom električne energije iz prenosnega omrežja z uporabo zakupljenih sistemskih storitev in nakupom/prodajo energije za izravnavo odstopanj, tako da odstopanja prevzema električne energije od predvidenega plana ne ogrožajo varnega obratovanja prenosnega omrežja in dobave električne energije končnim porabnikom.

Prevzem električne energije iz prenosnega omrežja

Prevzem električne energije iz prenosnega omrežja se nanaša na tisto energijo, ki jo iz prenosnega omrežja prevzemajo priključeni odjemalci; to so distribucijski operater, ki to energijo naprej posreduje končnim porabnikom, in neposredni odjemalci, ki so priključeni neposredno v prenosno omrežje.

Družba ELES na podlagi podatkov, ki jih prejme od distribucijskih podjetij in velikih odjemalcev, priključenih v prenosno omrežje, pripravi in objavi letne, mesečne in tedenske napovedi prevzema.

Dnevne napovedi prevzema družba ELES pripravi sama. Napovedi in realizirane vrednosti prevzema vključujejo prevzem distribucijskih podjetij in velikih odjemalcev iz prenosnega omrežja, ne vključujejo pa izgub na prenosnem omrežju in prevzema črpalnih elektrarn.

Proizvodnja električne energije v Sloveniji

Med večje proizvajalce, ki oddajajo električno energijo v prenosno omrežje, spadajo nuklearna elektrarna, termoelektrarne in hidroelektrarne. Pojavlja se vse večje število proizvajalcev obnovljivih virov električne energije, ki so večinoma priklopljeni v distribucijsko omrežje, manjši delež pa je priključen neposredno v prenosno omrežje.

Družba ELES na podlagi podatkov, ki jih prejme od proizvajalcev električne energije, priključenih v prenosno omrežje, pripravi in objavi napovedi proizvodnje. Družba objavlja letne, mesečne, tedenske in dnevne napovedi proizvodnje in realizirano proizvodnjo.

Delež proizvodnje električne energije v hidroelektrarnah in elektrarnah na druge obnovljive vire se letno spreminja glede na hidrološke razmere in obseg vlaganja v izgradnjo proizvodnih enot za izrabo obnovljivih virov.

Večji proizvajalci električne energije (več kot 100 MW proizvodne moči)

  • Nuklearna elektrarna Krško (NEK) z nazivno močjo 696 MW (delež Slovenije znaša 348 MW);
  • Termoelektrarna Šoštanj (TEŠ) s skupno nazivno močjo 1183 MW;
  • Dravske elektrarne Maribor (DEM): HE Dravograd, HE Vuzenica, HE Vuhred, HE Ožbalt, HE Fala, HE Mariborski otok, HE Zlatoličje in HE Formin s skupno nazivno močjo 587 MW;
  • Termoelektrarna Brestanica (TEB) s skupno nazivno močjo 297 MW;
  • Termoelektrarna Trbovlje (TET) s skupno nazivno močjo 168 MW;
  • Savske elektrarne Ljubljana (SEL): HE Moste, HE Medvode, HE Mavčiče in HE Vrhovo s skupno nazivno močjo 118 MW;
  • Hidroelektrarne na spodnji Savi (HESS); HE Boštanj, HE Arto-Blanca in HE Krško s skupno nazivno močjo 116 MW;
  • Soške elektrarne Nova Gorica (SENG): HE Doblar, HE Plave, HE Solkan in ČHE Avče s skupno nazivno močjo 316 MW;
  • Javno podjetje energetika Ljubljana enota TE-TOL (TE-TOL) s skupno nazivno močjo 134 MW.

Dostop do prenosnega omrežja

Dostop do prenosnega omrežja

(1) Oskrba z elektriko se izvaja po načelu reguliranega dostopa tretje strani do sistema. Uporabniki omrežja plačujejo stroške omrežja na podlagi tarifnih postavk, ki jih Agencija za energijo najmanj pet dni pred začetkom veljavnosti objavi v Uradnem listu Republike Slovenije.

(2) Osebe, ki želijo postati uporabniki omrežja in elektrooperaterji, imajo pravico do priključitve v omrežje skladno z merili v Sistemskih obratovalnih navodilih.

(3) Elektrooperater vsakemu uporabniku omrežja ali elektrooperaterju v soglasju za priključitev v omrežje iz 147. člena EZ-1 določi obseg pravice do uporabe omrežja, tako da določi največjo priključno moč ali drugače opredeljeno obratovalno omejitev.

(4) Pred začetkom oddaje elektrike v omrežje ali odjema elektrike iz omrežja oziroma pred priključitvijo v omrežje skleneta elektrooperater in uporabnik omrežja pogodbo o priključitvi na omrežje. Po plačilu omrežnine za priključno moč skleneta pogodbo o uporabi omrežja v okviru omejitev iz prejšnjega odstavka.

(5) Pogoj za priklop na omrežje je sklenjena pogodba o dobavi električne energije.

Zahteve za dostop, ki jo sistemskemu operaterju posredujejo uporabniki omrežja, morajo vsebovati načrtovano količino električne energije in konično moč odjema ali oddaje električne energije ter čas trajanja pogodbe o prodaji in/ali nakupu električne energije. Uporabnik omrežja, ki kupuje električno energijo, mora navesti tudi podatke o dobavitelju.

Obračun uporabe prenosnega sistema v letu 2015

Vsak uporabnik je razvrščen v odjemno skupino v skladu s karakteristikami svojega odjema/oddaje na podlagi Akta o metodologiji za določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska omrežja in metodologiji za obračunavanje omrežnine (Uradni list RS, št. 81/2012), (Akt) s spremembami.

Prejete/oddane količine električne energije sistemski operater meri na merilnih mestih, določenih v pogodbi o uporabi prenosnega sistema, v 15-minutnih intervalih. Energija se razdeli po tarifah skladno z veljavnimi tarifnimi časi, in sicer na čas večje dnevne tarifne postavke VT in manjše dnevne tarifne postavke MT, ki so določene v aktu. Znotraj večje dnevne tarifne postavke je določen še čas konične tarifne postavke – KT, ki jo družba ELES določi do 15. oktobra za prihodnje leto in jo objavi na spletnih straneh (www.eles.si).

Cena za uporabo prenosnega sistema (omrežnina, prispevki, dodatki), ki jo plača uporabnik prenosnega sistema, je za leto 2015 določena v:

  • Odločbi Agencije za energijo številka 111-12/2012-01/452 (določene so tarifne postavke za omrežnino in objavljene na spletni strani družbe ELES);
  • Aktu o določitvi prispevka za zagotavljanje podpor proizvodnji električne energije v soproizvodnji z visokim izkoristkom in iz obnovljivih virov energije (Uradni list RS, št. 38/2014);
  • objavah na spletni strani Ministrstva za infrastrukturo in prostor (o višini dodatkov k ceni za uporabo omrežja), www.mzip.gov.si;
  • Uredbi o zagotavljanju prihrankov energije (Uradni list RS, št. 96/2014).

Sistemske storitve

Sistemske storitve

Sistemski operater je dolžan v skladu z nacionalno energetsko zakonodajo zagotavljati nemoten prenos električne energije ter omogočiti varno in zanesljivo obratovanje omrežja. Da lahko v pogojih prostega trga zagotovi nemoteno delovanje elektroenergetskega sistema, mora pri ponudnikih na trgu zagotoviti različne vrste sistemskih storitev, katerih tehnične značilnosti in načini zagotavljanja so natančneje določeni v SONPO, obratovalnih navodilih ENTSO-E in predpisih, ki jih izdaja Agencija za energijo. Skupaj z upoštevanjem dejanskih potreb sistemski operater pripravi različne postopke zakupa zmogljivosti na strani proizvodnje in bremen, ki navadno potekajo prek javnih dražb oziroma v obliki pogajanj s ponudniki.

Sistemski operater izvaja zakupe naslednjih vrst sistemskih storitev:

  • regulacija frekvence in moči;
  • regulacija napetosti;
  • zagon agregata brez zunanjega vira napajanja.

Zakup rezerve za izvajanje primarne regulacije frekvence se v Sloveniji trenutno ne izvaja, saj je sodelovanje za vse proizvajalce, priključene v prenosno omrežje, obvezno po zakonu. Minimalna priporočena višina nudene rezerve je določena z višino konične moči regulacijskega območja, ki za Slovenijo znaša ±14 MW, pri čemer je vsak proizvajalec dolžan prispevati sorazmeren delež glede na nazivno moč na posameznem agregatu.

Zakup rezerve za nudenje storitve avtomatske regulacije frekvence (sekundarne regulacije) poteka večinoma s pogajanji zaradi omejene konkurence na ponudbeni strani. Na razpis se lahko prijavijo le tisti ponudniki, ki imajo v lasti regulacijske enote, opremljene z ustrezno opremo za izvajanje take storitve, ki izpolnjujejo vse zahteve naročnika in ustrezajo tehničnim značilnostim, določenim v SONPO. Minimalna priporočena višina zakupa rezerve je določena na podlagi deterministične metode, ki upošteva predvideno višino konične moči regulacijskega območja, ali po verjetnostni metodi, ki temelji na statistični obdelavi odstopanj regulacijskega območja iz preteklega obdobja. Za Slovenijo znaša ±60 MW.

Postopek zakupa rezerve za izvajanje ročne regulacije frekvence (terciarna regulacija) v Sloveniji poteka prek javnih razpisov, ki potekajo v dveh delih. Prvi del se nanaša na postopek ugotavljanja tehnične sposobnosti ponudnikov in drugi del na izbor najugodnejših ponudb na dražbi. Zakup rezerve se razlikuje glede na vrsto produkta in obdobje trajanja nudenja storitve. Pri zakupu lahko sodelujejo proizvodne enote in tudi bremena z vodenim odjemom manjših porabnikov (DSM). Dimenzioniranje zakupljenih količin rezerve določa SONPO, ki ima za podlago pravila ENTSO-E.

Krovna pogodba

Za nakup/prodajo električne energije za potrebe sistemskega operaterja prenosnega omrežja, ki nastopijo v dnevu D oziroma realnem času, družba ELES z zainteresiranimi ponudniki sklene Krovno pogodbo o prodaji in nakupu električne energije za potrebe sistemskega operaterja prenosnega omrežja.

Koristne povezave

© 2016 ELES.SI, VSE PRAVICE PRIDRŽANEPravno obvestilo/Piškotki/Avtorji