PLANIRANJE RADA HIDROELEKTRANA ZA KRATKOROČNI … · 2019-01-26 · kvalitetno satno planiranje proizvodnje i potrošnje električne energije.[5] U takvom okruženju do izražaja

VODOPRIVREDA 0350-0519, Vol. 50 (2018) No. 291-293 p. 137-144 137

UDK: 621.293

Originalni naučni rad

PLANIRANJE RADA HIDROELEKTRANA ZA KRATKOROČNI PERIOD I

KORIŠTENJE NJIHOVE FLEKSIBILNOSTI U TRŢIŠNOM OKRUŢENJU

MSc. Faruk SERDAREVIĆ dipl.ing.maš

Stručnjak iz oblasti energetike, Sarajevo, BiH

e-mail: [email protected]

MSc. Mirsad ŠABANOVIĆ dipl.ing.el.

Stručnjak iz oblasti energetike, Sarajevo, BiH


REZIME

Od početka procesa reforme elektroenergetskog sektora

u Evropi cilj koji se neprekidno naglašavao bio je

uspostava jedinstvenog evropskog tržišta električne

energije (Internal Electricity Market – IEM). Nakon više

od deset godina fokusiranja na uspostavu odgovarajućeg

pravnog okvira tržišta, Evropska Unija (EU) je 2009.

godine u cilju ubrzanja formiranja jedinstvenog

evropskog tržišta, donijela novi set dokumenata

poznatiji pod nazivom Treći energetski paket propisa

Evropske Unije, te posrednim putem definisala ciljni

modela tržišta električne energije. Sve članice Evropske

Unije bile su dužne da transponuju u nacionalni

zakonski okvir obaveze iz Trećeg paketa što je bio jedan

od preduslova za otvoreno, integrisano i konkurentno

evropsko tržište električne energije. U ciljnom modelu

tržišta pored tržišta dan unaprijed (day-ahead market -

DAM) važnu ulogu imaju i unutardnevno tržište

(intraday market – IDM) i balansno tržište (balancing

market – BM) jer trgovanje što bliže proširenom

realnom vremenu zahtjeva posebnu pažnju zbog sve

većeg udjela „promjenjive“ i teško predvidljive

proizvodnje električne energije iz elektrana koje koriste

obnovljive izvore energije. U ovom radu su razmatrane

mogućnosti nuđenja električne energije na više tržišta

jedne protočne hidroelektrane na kratkoročnom tržištu u

Bosni i Hercegovini. Korišteni su tržišni podaci iz

Bosne i Hercegovine i regiona u cilju dobijanja što

realnijih rezultata.

Ključne riječi: tržište električne energije,

hidroelektrana, konkurencija, obnovljivi izvori energije,

isprekidana proizvodnja

ULOGA KRATKOROČNIH TRŢIŠTA

ELEKTRIČNE ENERGIJE

Ciljni model tržišta električne energije je definisao

generalnu strukturu tržišta električne energije, ali

pojedini dijelovi tržišta u okviru ukupnog tržišta

električne energije su u kontinuiranom razvoju,

prilagođavanju i unaprjeđenju.

S obzirom na projektovane pravce daljeg razvoja

„unutrašnjeg tržišta električne energije“ buduće pan-

evropsko tržište električne energije će, u poređenju sa

današnjim stanjem, biti više prekogranično integrisano i

imati će veći udio intermitirane proizvodnje

(promjenjiva proizvodnja iz elektrana koje koriste

obnovljive izvore energije). To će biti posljedica ciljeva

za zaštitu životne sredine Evropske unije i

projektovanog smanjenja proizvodnje iz

konvencionalnih elektrana sa većim nivoom emisije

stakleničkih gasova prvenstveno termoelektrana na

ugalj. Sve više uvezana (market coupling) tržišta

električne energije i povećanje učešća intermitirane

proizvodnje će zahtijevati dalji razvoj tržišta bliskih

proširenom realnom vremenu, a to se naročito odnosi na

unutardnevno tržište i efikasnije usluge balansiranja, a

vjerovatno i razvoj novih proizvoda za balansiranje.[1]

Slika 1. Odnos između količina električne energije sa

kojim se trgovalo na unutardnevnom tržištu i potrošnje

električne energije u pojedinim zemljama [2]

mailto:[email protected]


Planiranje rada HE za kratkoročni period i korištenje njihove fleksibilnosti Faruk Serdarević i Mirsad Šabanović

138 VODOPRIVREDA 0350-0519, Vol. 50 (2018) No. 291-293 p. 137-144

Na slici 1. možemo vidjeti da je udio količine energije

kojom se trguje na unutardnevnom tržištu iz godine u

godinu sve veći uz izuzetak Španije zbog specifičnosti

Iberijskog tržišta.

U današnjoj situaciji hidroelektrane imaju najznačajniju

ulogu na kratkoročnim tržištima jer su one već od ranije

bile „predviđene“ da vrše regulaciju elektroenergetskog

sistema tako da su sa tehničke strane već pripremljene

za rad na kratkoročnim tržištima. Dakle, preostaje samo

prilagoditi se tržišnim uslovima i, naravno, zahtjevnijim

tehničkim uslovima rada elektroenergetskog sistema sa

povećanim udjelom intermitiranih izvora [3]. Ovdje se

mora spomenuti i nadolazeća konkurencija za rad na

tržištima bliskim realnom vremenu (unutardnevno

tržište, balansno tržište, tržište pomoćnih usluga) jer su

posljednjih godina širom svijeta značajna ulaganja u

nove tehnologije koje daju novu dimenziju fleksibilnosti

elektroenergetskog sistema (Demand Response

Management, Storage Systems, Virtual Power Plants...).

Balansno tržište električne energije je jedno od tržišta

električne energije koje predstavlja vezu između

bilateralnog tržišta električne energije (bez obzira da li

je ono berzansko/organizovano ili vanberzansko) i

tržišta pomoćnih usluga. Za razliku od bilateralnog

tržišta električne energije gdje sudionici u bilo kojoj

transakciji kupovine ili prodaje električne energije mogu

biti bilo koji tržišni učesnici, karakteristika balansnog

tržišta je da jedan od učesnika u kupoprodajnoj

transakciji na balansnom tržištu uvijek mora biti

operator prenosnog sistema (OPS). Operator je

obavezno sudionik iz razloga što se te transakcije

obavezno dešavaju nakon završetka trgovine unutar

dana, a prije proširenog realnog vremena, kada je ostalo

nedovoljno vremena da bi se ispoštovale sve standardne

sigurnosne procedure provjere za uključene učesnike,

ali ipak dovoljno vremena da operator bude jedan od

sudionika u kupoprodajnoj transakciji na balansnom

tržištu. Dodatno, kupoprodajom električne energije na

balansnom tržištu operator prenosnog sistema može

minimizirati troškove nabavki pomoćnih usluga i

optimizirati sveukupne troškove sistemskih usluga

(troškovi regulacije, troškovi nabavke energije za

pokrivanje gubitaka i poravnanje neželjenih odstupanja

kontrolne zone). Profesionalno i domaćinsko ponašanje

operatora prenosnog sistema na balansnom tržištu može

doprinijeti nižim ukupnim troškovima sistema i samim

tim i nižim cijenama mrežarine.

Slika 2. Model tržišta električne energije [4]

Faruk Serdarević i Mirsad Šabanović Planiranje rada HE za kratkoročni period i korištenje njihove fleksibilnosti


HIDROELEKTRANE KAO TRŢIŠNI UČESNICI

Kako bi jedan elektroenergetski sistem normalno

funkcionisao potrebno je kontinuirano kontrolisati

ključne parametre kao što su frekvencija, naponske

prilike, strujno opterećenje elemenata, odnosno

osigurati odgovarajuću Q/V podršku i P/f regulaciju

(primarna, sekundarna i tercijerna rezerva) u sistemu.

To su ključni faktori koji omogućavaju održavanje

kontinuiranog balansa između proizvodnje i potrošnje u

sistemu. Održavati balans postaje sve zahtjevnije zbog

povećanja učešća neupravljivih izvora proizvodnje i sve

većeg utjecaja različitih faktora (temperatura, vjetar,

oblačnost, dotoci, „ispadi jedinica“...) koji otežavaju

kvalitetno satno planiranje proizvodnje i potrošnje

električne energije.[5] U takvom okruženju do izražaja

dolaze hidroelektrane jer su one jedinstvene sa svojom

„multitasking“ tehnologijom koja, pored proizvodnje

električne energije kao osnovnog proizvoda, može

pružiti cijeli niz usluga sistemu i proizvoda kao

naprimjer:

Mogućnost brzog starta;

Black start;

Regulacija frekvencije i snage razmjene (P/f

regulacija);

Regulacija napona (Q/V podrška);

„Rotirajuća“ rezerva;

Back-up

Šta sve prethodno navedeno znači za hidroelektrane kao

specifične tržišne učesnike, odnosno kao aktivne

prodavače svojih usluga na tržištu električne energije ?

Znači puno više mogućnosti za prihod, ali istovremeno i

veće naprezanje opreme.

Generalno, prihod od prodaje električne energije

hidroelektrane koja radi u tržišnim uslovima se sastoji od:

prihoda od prodaje električne energije na srednjo-

ročnom bilateralnom tržištu (forward market);

prihoda od prodaje električne energije na tržištu dan

unaprijed (day-ahead market);

prihoda od prodaje električne energije na

unutardnevnom tržištu (intra-day market);

prihoda od prodaje električne energije na balansnom

tržištu (balancing market);

prihoda od prodaje kapaciteta i električne energije na

tržištu pomoćnih usluga (ancillary services market).

Pošto je fokus ovog rada na kratkoročnim tržištima u

daljim razmatranjima nećemo uzimati u obzir

bilateralno tržište za ugovore čija je vremenska domena

duža od domene tržišta dan unaprijed.

Prognozirati svoju moguću proizvodnju za naredni

vremenski period (po satima) i donijeti odluke koliko

električne energije proizvoditi u kojem satu i kako ih

raspodjeliti i ponuditi na različitim tržištima predstavlja

značajan izazov za svakog tržišnog učesnika. Navedeno

se dodatno usložnjava ako znamo da je električna

energija roba koja je vrlo specifična i čija tržišna cijena

je podložna raznim utjecajima, kako objektivnim (cijena

nafte, uglja, plina, vremenske prilike, kvarovi,...), tako i

subjektivnim (politika, tržišne špekulacije...).

Ako uzmemo u obzir da se situacija mijenja iz sata u sat

dolazimo do zaključka da je dobro poznavanje tržišnih

prilika (lokalnih/nacionalnih i regionalnih), te kvalitetna

procjena svih uključenih rizika, veoma važna prilikom

svakodnevnog donošenja odluka. Sve ovo navodi na

potrebu da fleksibilni proizvođači investiraju u alate i

znanja s ciljem kreiranja optimalnih strategija za

maksimiziranjem profita na tržištima bliskim realnom

vremenu. Budući profit tih proizvođača će zavisiti od

svakodnevnih cijena na tržištu dan unaprijed,

unutardnevnom tržištu i balansnom tržištu, te od

njihovih strategija nuđenja na tim tržištima.

TRŢIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE U BOSNI I

HERCEGOVINI

Tržište električne energije u Bosni i Hercegovini je

bilateralno bez postojanja organizovanog tržišta dan

unaprijed i organizovanog unutardnevnog tržišta.

Balansno tržište je funkcionalno i njime administrira i

upravlja NOS BiH (nezavisni operator sistema). Treba

naglasiti da se trgovina dan unaprijed i unutardnevna

trgovina obavlja i da tržišni učesnici međusobno

sklapaju transakcije/ugovore za dan unaprijed (isporuka

električne energije u narednom danu) ili unutardnevno

(isporuka električne energije tokom istog dana kada je

ugovor zaključen), ali ta tržišta nisu organizovana,

odnosno ne postoji berza električne energije (Power

Exchange) kao u većini evropskih zemalja.

Nepostojanje berze, pored ostalog, znači da ne postoji

zvanična transparentna „spot“ (dan unaprijed) cijena

električne energije što povećava izazove pred tržišnim

učesnicima. Isti je slučaj i sa cijenama električne

energije na unutardnevnom tržištu. Što se tiče balansnog

tržišta električne energije, njega administrira NOS BiH i

cijene se svakodnevno objavljuju.

Kao dobar pokazatelj cijena na tržištu dan unaprijed se

mogu koristiti cijene električne energije sa najvećeg

regionalnog tržišta dan unaprijed HUPX (Hungarian

Power Exchange).



U nastavku ovog rada su prikazane osnovne

karakteristike cijena električne energije na tržištu dan

unaprijed i balansnom tržištu u 2017 godini za Bosnu i

Hercegovinu.

Trţište dan unaprijed

Kao referentne cijene za dan unaprijed tržište koristiti

ćemo ostvarene satne cijene na HUPX tokom 2017.

godine. U tabeli 1 su ključni statistički podaci iz HUPX

godišnjeg izvještaja za 2017. godinu.

Na slici 3 je prikazan graf „kretanja“ satnih cijena

tokom 2017. godine. Relativno visoke cijene u prva dva

mjeseca su rezultat izuzetno sušne zime u regionu te

značajnog izostanka proizvodnje iz hidroelektrana što je

region dovelo u priličan deficit sa električnom

energijom.

Ono što je najuočljivije je porast prosječne cijene od

skoro 50% u odnosu na 2016. godinu. Interesantno je

uporediti i Trimmed Mean Price što je prosječna

godišnja cijena kada se ne uzmu u obzir dvije najviše i

najniže satne vrijednosti. U 2017. godini, Base Trimmed

Mean cijena (50,12 EUR/MWh) je bila niža od

prosječne cijene (50,35 EUR/MWh) za 0,23 EUR/MWh

(0,45%) što je značajan iznos u poređenju sa

prethodnom godinom.

Neuzimanjem u obzir samo 4 satne vrijednosti (0,04%

od ukupnog broja sati u godini) prosječna vrijednost se

promijenila za 0,45% što je posljedica nekoliko

ekstremno visokih satnih cijena na početku godine

(izrazito sušan period sa vrlo niskim temperaturama), te

vrlo niskih cijena u periodima velike proizvodnje iz

obnovljivih izvora energije.

Ako pogledamo raspodjelu cijena tokom 2017. godine i

njihovu frekvenciju pojavljivanja (slika 4) možemo

zaključiti da se 68,2% satnih vrijednosti nalazi u opsegu

26,25 EUR/MWh do 74,46 EUR/MWh.

Slika 3. Satne cijene električne energije na HUPX DAM tokom 2017. godine

Tabela 1. Osnovni podaci o cijenama na HUPX DAM u 2016. i 2107. godini [6] Description 2016 2017 Change

HUPX Base Average Price (EUR/MWh) 35,43 50,35 14,93 42,14%

HUPX Peak Average Price (EUR/MWh 40,30 59,60 19,31 47,92%

HUPX Base Trimmed MeanPrice (EUR/MWh) 35,42 50,12 14,69 41,48%

HUPX Peak Trimmed Mean Price(EUR/MWh) 40,28 59,17 18,89 46,91%

OTC Base Trimmed Mean Price (EUR/MWh) 35,30 50,89 15,58 44,13%

OTC Peak Trimmed Mean Price (EUR/MWh) 38,65

Trimmed Diff. BL. HUPX ↔OTC -0,17 0,78 0,95 -550,34%

Trimmed Diff. PL. HUPX ↔OTC -0,02

Highest Traded Price (EUR/MWh) 101,70 300,10 198,40 195,08%

Lowest Traded Price (EUR/MWh) -6,07 0,04 6,11 -100,66%

0

50

100

150

200

250

300

00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000

01.jan02.jan03.jan04.jan05.jan06.jan07.jan08.jan09.jan10.jan11.jan12.jan13.jan14.jan15.jan16.jan17.jan18.jan19.jan20.jan21.jan22.jan23.jan24.jan25.jan26.jan27.jan28.jan29.jan30.jan31.jan01.feb02.feb03.feb04.feb05.feb06.feb07.feb08.feb09.feb10.feb11.feb12.feb13.feb14.feb15.feb16.feb17.feb18.feb19.feb20.feb21.feb22.feb23.feb24.feb25.feb26.feb27.feb28.feb01.mar02.mar03.mar04.mar05.mar06.mar07.mar08.mar09.mar10.mar11.mar12.mar13.mar14.mar15.mar16.mar17.mar18.mar19.mar20.mar21.mar22.mar23.mar24.mar25.mar26.mar27.mar28.mar29.mar30.mar31.mar01.apr02.apr03.apr04.apr05.apr06.apr07.apr08.apr09.apr10.apr11.apr12.apr13.apr14.apr15.apr16.apr17.apr18.apr19.apr20.apr21.apr22.apr23.apr24.apr25.apr26.apr27.apr28.apr29.apr30.apr01.maj02.maj03.maj04.maj05.maj06.maj07.maj08.maj09.maj10.maj11.maj12.maj13.maj14.maj15.maj16.maj17.maj18.maj19.maj20.maj21.maj22.maj23.maj24.maj25.maj26.maj27.maj28.maj29.maj30.maj31.maj01.jun02.jun03.jun04.jun05.jun06.jun07.jun08.jun09.jun10.jun11.jun12.jun13.jun14.jun15.jun16.jun17.jun18.jun19.jun20.jun21.jun22.jun23.jun24.jun25.jun26.jun27.jun28.jun29.jun30.jun01.jul02.jul03.jul04.jul05.jul06.jul07.jul08.jul09.jul10.jul11.jul12.jul13.jul14.jul15.jul16.jul17.jul18.jul19.jul20.jul21.jul22.jul23.jul24.jul25.jul26.jul27.jul28.jul29.jul30.jul31.jul01.aug02.aug03.aug04.aug05.aug06.aug07.aug08.aug09.aug10.aug11.aug12.aug13.aug14.aug15.aug16.aug17.aug18.aug19.aug20.aug21.aug22.aug23.aug24.aug25.aug26.aug27.aug28.aug29.aug30.aug31.aug01.sep02.sep03.sep04.sep05.sep06.sep07.sep08.sep09.sep10.sep11.sep12.sep13.sep14.sep15.sep16.sep17.sep18.sep19.sep20.sep21.sep22.sep23.sep24.sep25.sep26.sep27.sep28.sep29.sep30.sep01.okt02.okt03.okt04.okt05.okt06.okt07.okt08.okt09.okt10.okt11.okt12.okt13.okt14.okt15.okt16.okt17.okt18.okt19.okt20.okt21.okt22.okt23.okt24.okt25.okt26.okt27.okt28.okt29.okt30.okt31.okt01.nov02.nov03.nov04.nov05.nov06.nov07.nov08.nov09.nov10.nov11.nov12.nov13.nov14.nov15.nov16.nov17.nov18.nov19.nov20.nov21.nov22.nov23.nov24.nov25.nov26.nov27.nov28.nov29.nov30.nov01.dec02.dec03.dec04.dec05.dec06.dec07.dec08.dec09.dec10.dec11.dec12.dec13.dec14.dec15.dec16.dec17.dec18.dec19.dec20.dec21.dec22.dec23.dec24.dec25.dec26.dec27.dec28.dec29.dec30.dec31.dec

EUR/

MWh

Date



Slika 4. Frekvencija cijena na HUPX DAM (broj pojavljivanja) – lijevo i Normalna raspodjela cijena – desno

BALANSNO TRŢIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE

U BIH

Balansno tržište električne energije u BiH je u punoj

funkciji od početka 2016. godine i može se reći da,

poredeći sa okruženjem, radi relativno dobro. Više

tržišnih učesnika nudi energiju na ovom tržištu, cijene

su odraz ponude i potražnje, a pokazatelj za to je puno

manje odstupanje BiH kontrolne zone prema

interkonekciji.

OPIS MODELA I POLAZNE PRETPOSTAVKE

Model smo postavili tako da tržišni učesnik (protočna

hidroelektrana sa vrlo malom akumulacijom u našem

slučaju) treba u toku dana D donijeti odluku koliku

količinu potencijalno moguće proizvodnje tokom dana

D+1 će ponuditi na tržištu dan unaprijed, koje količine

će ostaviti za unutardnevno tržište i balansno tržište.

Navedenu odluku treba donijeti za svaki sat, a naravno

uzimajući u obzir sva ograničenja (maksimalni i

minimalni kapacitet hidroelektrane, početni nivo

akumulacije, planirani dotok vode, biološka

ograničenja, planska ograničenja....), najbolje prognoze

(dotoka, potražnje na tržištu, satnih cijena na svim

tržištima) ali i specifična znanja koja zajedničkim

imenom nazivamo lokalne i regionalne tržišne prilike

(raspoloživost prekograničnih kapaciteta, stepen

pouzdanosti rada većih termo-jedinica, remonti većih

proizvodnih jedinica...).

Slika 5. Satne cijene (EUR/MWh) na HUPX DAM i na balansnom tržištu u BiH u Q4 2017. godine [7]

51 62 92

185

289

684

930856

954882 879

662589

371

279

192114 140

78 98

373

Fre

kve

ncija

Cijena (EUR/MWh)

-40,00

-20,00

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

BALANCING SHORT BALANCING LONG HUPX DAM

-20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300

f(P

)

EUR/MWh

Normal distibution of HUPX DAM prices

MEAN = 50,355 EUR/MWhStd. DEV = 24,103 EUR/MWh

Normalna raspodjela HUPX DAM cijena

Prosječna cijena = 50,355 EUR/MWh Standardna dev. = 24,103 EUR/MWh

Balansno tržište – kratka pozicija

Balansno tržište – duga pozicija

HUPX DAM



Korišteni model je baziran na maksimizaciji prihoda od

prodaje električne energije tržišnog učesnika (protočna

hidroelektrana - HE) u danu D+1 gdje se prodaja vrši na

tri vrste tržišta za dan D+1(dan unaprijed, unutardnevno

i balansno) uz zadovoljavanje svih postavljenih

ograničenja. Prognozirani su prirodni dotoci vode za

dan D+1 i proizvodna ograničenja hidroelektrane u

skladu sa tehničkim mogućnostima i vodnim

ograničenjima. Satne cijene su prognozirane za Bosnu i

Hercegovinu i to na bazi dan unaprijed cijena i cijena na

unutardnevnom tržištu na HUPX, dok su za podloge za

prognozu cijena na balansnom tržištu korišteni podaci o

cijenama na balansnom tržištu u BiH (NOS BiH – Short

cijene).

Funkcija cilja za gore definisani problem bi bila:

𝑅 𝑊𝐷𝐴 , 𝑊𝐼𝐷 , 𝑊𝐵𝑀 =

𝑚𝑎𝑥 (𝑃𝐻𝐷𝐴𝑊𝐻

𝐷𝐴

24

𝐻=1

+ 𝑃𝐻𝐼𝐷𝑊𝐻

𝐼𝐷 + 𝑃𝐻𝐵𝑀𝑊𝐻

𝐵𝑀)

gdje je:

H – redni broj sata u toku dana

𝑊𝐷+1 – ukupna količina energije koja se planira

proizvesti u toku dana D+1 u zavisnosti od

dotoka 𝑓 𝑄

𝑊𝐻𝐷𝐴 – količina energije koja se planira ponuditi/prodati

u satu H na tržištu dan unaprijed u danu D+1;

𝑃𝐻𝐷𝐴 – prognozirana cijena energije u satu H na tržištu

dan unaprijed u danu D+1;

𝑊𝐻𝐼𝐷 – količina energije koja se planira ponuditi/prodati

u satu H na unutardnevnom tržištu u danu D+1;

𝑃𝐻𝐼𝐷 – prognozirana cijena energije u satu H na

unutardnevnom tržištuu danu D+1;

𝑊𝐻𝐵𝑀– količina energije koja se planira ponuditi/prodati

u satu H na balansnom tržišu u danu D+1;

𝑃𝐻𝐵𝑀– prognozirana cijena energije u satu H na

balansnom tržištu u danu D+1.

Ograničenja koja se moraju ispoštovati

S obzirom da se radi o protočnoj HE sa vrlo malom

akumulacijom koja omogućuje samo satnu nivelaciju

proizvodnje potrebno je obezbjediti proizvodnju

električne energije u svakom satu u opsegu između

minimalne proizvodnje 𝑊𝐻𝐻𝑃𝑃_𝑀𝐼𝑁

definisane

hidrološkim ograničenjima i maksimalne satne

proizvodnje 𝑊𝐻𝐻𝑃𝑃_𝑀𝐴𝑋

definisane tehničkim

karakteristikama agregata.

𝑊𝐻𝐻𝑃𝑃_𝑀𝐼𝑁 ≤ 𝑊𝐻

𝐷𝐴 + 𝑊𝐻𝐼𝐷 + 𝑊𝐻

𝐵𝑀 ≤ 𝑊𝐻𝐻𝑃𝑃_𝑀𝐴𝑋 ,

∀𝐻, 𝐻 = 1. .24, a gdje je:

𝑊𝐻𝐷𝐴 + 𝑊𝐻

𝐼𝐷 + 𝑊𝐻𝐵𝑀 = 𝑊𝐷+1

Protočna HE treba plasirati prognoziranu količinu

dnevno proizvedene električne energije i to može raditi

u tri vremenski pomjerena „ciklusa“: na tržištu dan-

unaprijed, na unutardnevnom tržištu i na balansnom

tržištu električne energije. Potrebno je napomenuti da

„ponuditi“ ne znači i automatski i prodati energiju jer ta

ponuda treba zadovoljiti ekonomske kriterije tržišta dan

unaprijed u svakom satu da bi bila prihvaćena. Ponuda

na tržište dan unaprijed dolazi prva i poslije nje postoje

još dvije „šanse“ za dodatno nuđenje gdje se energija

koja „ne prođe“ tržište dan unaprijed može ponovo

nuditi zajedno sa energijom predviđenom za ta tržišta.

U cilju upravljanja rizikom dobro bi bilo odmah dio

energije ponuditi (što ne garantuje i prodaju) na tržištu

dan unaprijed. Koliki je to udio energije, određuje se za

svako tržište i za svaki dan uzimajući u obzir situaciju

na tržištu (potražnja, vremenska prognoza, informacije

koje utiču na rad kratkoročnog tržišta....). Ograničenja

su:

𝛼𝑚𝑖𝑛 𝑊𝐷+1 ≤ (𝑊𝐻𝐷𝐴

24

𝐻=1

) ≤ 𝛼𝑚𝑎𝑥 𝑊𝐷+1

𝛽𝑚𝑖𝑛 𝑊𝐷+1 ≤ (𝑊𝐻𝐼𝐷

24

𝐻=1

) ≤ 𝛽𝑚𝑎𝑥 𝑊𝐷+1

𝛾𝑚𝑖𝑛 𝑊𝐷+1 ≤ (𝑊𝐻𝐷𝐴

24

𝐻=1

) ≤ 𝛾𝑚𝑎𝑥 𝑊𝐷+1

𝛼 + 𝛽 + 𝛾 = 1

gdje su α, β i γ koeficijenti udjela proizvodnje

respektivno za tržite dan unaprijed, unutardnevno tržište

i balansno tržište u ukupnoj dnevnoj proizvodnji

hidroelektrane. Navedeni koeficijenti su iskustveni i

operativno osoblje ih treba svakodnevno „postavljati“ u

zavisnosti od tržišnih informacija jer su tržište dan

unaprijed i tržišta koja slijede „vrlo osjetljiva“ i vrlo

„burno“ reaguju na promjene tržišnih okolnosti.

Analiza je bazirana na tome da nakon prikupljanja svih

ulaznih pretpostavki, operativni odjel prodaje odlučuje

koji je maksimalni i minimalni udio energije (od ukupno

dnevno planirane proizvodnje) koji se želi ponuditi na

tržištu dan unaprijed zbog sigurnosti plasmana

proizvedene električne energije (želi se osigurati da se

veći dio energije ponudi na najlikvidnijem tržištu), te



granice udjela energije i za ostala tržišta. U zavisnosti

od postavljenih granica, model će proračunati koliko se

energije treba ponuditi u svakom satu na svakom tržištu.

Ono što direktno utiče na rezultate i upotrebljivost

proračuna je prognoza sljedećeg:

prognoza prirodnih dotoka za razmatrani period;

prognoza satnih cijena na tržištu dan unaprijed;

prognoza satnih cijena na unutardnevnom tržištu ;

prognoza cijena debalansa (satnih cijena na

balanasnom tržištu).

NUMERIČKI PRIMJER

U primjeru koji ćemo elaborirati su prognozirane satne

cijene za tržište dan unaprijed za jedan dan (na bazi

HUPX DA (dan unaprijed) cijena i informacija sa

tržišta), satne cijene za unutardnevno tržište (na bazi

cijena HUPX ID i informacija sa tržišta), te

prognozirane cijene za nedostajuću energiju (SHORT)

na balansnom tržištu (na bazi cijena na balansnom

tržištu – NOS BiH i informacija sa tržišta).

Sve prognoze cijena se odnose na isti dan. Takođe je za

taj dan prognoziran prirodni dotok i na osnovu njega

planirana dnevna proizvodnja protočne hidroelektrane.

𝑃𝑚𝑖𝑛 (MW)

𝑃𝑚𝑎𝑥 (MW)

𝑊𝐷+1 (MWh)

𝑊𝐷𝑚𝑎𝑥

(MWh)

10 30 500 720

U primjeru je analiziran mogući prihod hidroelektrane

nuđenjem (i prodajom) na više tržišta tokom dana u

zavisnosti od definisanog obaveznog udjela prodaje na

pojedinom tržištu. Model je pokretan sa više različitih

početnih pretpostavki (ograničenja nuđenja na

tržištima), a uporedni rezultati su prikazani u tabeli 2.

U razmatranom primjeru tržišni učesnik – proizvođač

(hidroelektrana) ima mogućnost da nudi/prodaje

električnu energiju na više tržišta električne energije. U

tabeli je data vrijednost dnevnog prihoda prodaje u

kombinaciji različitih slučajeva. Maksimalni prihod se

ostvaruje u slučaju kada model sam proračunava koliko

energije će se ponuditi/prodati na pojedinom tržištu, dok

je „najlošiji“ rezultat u slučaju kada bi se sva energija

ponudila/prodala samo na tržištu dan unaprijed.

Nuđenje na svakom novom tržištu daje dodatnu

mogućnost za povećanje prihoda, ali u praksi unosi

dodatni rizik jer nema garancija da će se uspjeti prodati

energija na unutardnevnom tržištu, a pogotovo na

balansnom tržištu. Zbog toga je i predviđena mogućnost

da proizvođač svaki dan, na bazi aktuelnih prognoza i

širokog spektra informacija, određuje koeficijente α, β i

γ kojima će upravljati na određeni način rizikom

plasmana električne energije na tržištu.

ZAKLJUČAK

U ovom radu prezentirana je analiza slučaja koja

ilustrira mogućnosti nuđenja električne energije jedne

protočne hidroelektrane na više tržišta električne

energije (multi-market bidding). Zbog opštih

karakteristika ove vrste hidroelektrana razmatrana su

sljedeća tržišta: tržište dan unaprijed, unutardnevno

tržište i balansno tržište. Navedena tržišta su

predstavljena istorijskim podacima iz 2017. godine

publikovanim od strane HUPX i NOS BiH.

Korištenjem predstavljenog modela i realnih

ograničenja hidroelektrane pokazano je da nuđenje na

više tržišta daje proizvođaču veći prihod u poređenju sa

nuđenjem na samo jednom tržištu (tržištu dan

unaprijed). Bazirano na ovim rezultatima možemo

zaključiti da postoji teoretski potencijal za ostvarivanje

Tabela 2. Uporedni prikaz mogućih prihoda hidroelektrane nuđenjem (i prodajom) na više tržišta tokom dana

𝛼𝑚𝑎𝑥 100% 100% 100% 0% 100% 100% 100% 100%

𝛼𝑚𝑖𝑛 0% 0% 0% 0% 50% 50% 60% 45%

𝛽𝑚𝑎𝑥 0% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

𝛽𝑚𝑖𝑛 0% 0% 0% 0% 0% 35% 35% 30%

𝛾𝑚𝑎𝑥 0% 0% 100% 100% 100% 100% 100% 10%

𝛾𝑚𝑖𝑛 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Prihod (EUR) 26.300 26.651 30.131 29.142 30.126 28.806 27.376 28.101

Udio DAM 100% 58% 44% 0% 50% 50% 60% 48%

Udio IDM 0% 42% 26% 68% 20% 35% 35% 42%

Udio BM 0% 0% 30% 32% 30% 15% 5% 10%



dodatnog prihoda nuđenjem određene količine

električne energije na više tržišta električne energije,

nego nuđenjem na do sada dominantnom tržištu dan

unaprijed, bez obzira što su ta tržišta vremenski

„smaknuta“. U našem slučaju je ostvaren veći prihod za

14,5%.

Potrebno je istaći da rezultati modela najviše zavise od

prognoze satnih cijena za svako tržište, ali za

kratkoročna tržišta se mogu relativno dobro prognozirati

cijene te sa svakom novom informacijom ažurirati.

Iz današnje perspektive, fleksibilnost hidroelektrana

daje ovim izvorima električne energije mogućnost za

efikasno balansiranje promijenljive i teško upravljive

proizvodnje (vjetroelektrane, solarne elektrane,...), a

korištenjem svoje fleksibilnosti hidro-proizvođači mogu

optimizirati korištenje i raspodjelu raspoloživih

proizvodnih kapaciteta na različitim tržištima električne

energije, odnosno povećati vrijednost električne energije

koju prodaju.

LITERATURA

[1] Balancing and Intraday Market Design: Options for

Wind Integration; Frieder Borggrefe and Karsten

Neuhoff; DIW Berlin - German Institute for

Economic Research; 2011.

[2] Annual Report on the Results of Monitoring the

Internal Electricity and Gas Markets in 2016.;

ACER/CEER; October 2017

[3] Hydropower supporting a power system in

transition; EURELECTRIC; June 2015

[4] EU Integrated Electricity Market Seminar - Dublin;

EC Directorate –General for Energy;2011

[5] Hydropower: a vital asset in a power system with

increased need for flexibility and firm capacity;

Weisrock Ghislain; Encyclopédie de l'Energie;

February 2016

[6] HUPX DAM Annual Report 2017; www.hupx.hu

[7] www.nosbih.ba

PLANNING OF THE WORK OF HYDRO POWER PLANTS FOR THE SHORT-TERM PERIOD AND

USING THEIR FLEXIBILITY IN THE MARKET ENVIRONMENT

by

MSc. Faruk SERDAREVIĆ B.Mech.Eng

Energy sector expert, Sarajevo, BiH


MSc. Mirsad ŠABANOVIĆ B.El.Eng

Energy sector expert, Sarajevo, BiH


Summary

Since the beginning of the reform process of the

electricity sector in Europe, the goal that has been

consistently emphasized is the establishment of the

European Single Electricity Market (Internal Electricity

Market – IEM). After more than ten years of focusing

on the establishment of an appropriate legal framework

for the market, in 2009, in order to accelerate the

establishment of a single European market, the

European Union adopted a new set of documents known

as the Third Energy Package of EU regulations, and

indirectly defined a target market model. All EU

member states were obliged to transpose into their

national legal framework the obligations from the Third

Package, which was one of the prerequisites for an

open, integrated and competitive European electricity

market. In the target model for the market, besides the

day-ahead market, the intraday market and the

balancing market play an important role since trading

closer to the extended real time requires special

attention due to an ever-increasing share of intermittent

and hard to forecast generation from power plants which

use renewable energy sources. This paper considers the

possibilities of offering electricity to several markets

from a run-of-river hydropower plant on the short-term

market in Bosnia and Herzegovina. Market data from

Bosnia and Herzegovina and the region were used in

order to obtain as realistic results as possible.

Key words: electricity market, hydro power plant,

competition, renewable energy sources, intermitent

generation

Redigovano 5.11.2018.


Documents

PLANIRANJE RADA HIDROELEKTRANA ZA KRATKOROČNI … · 2019-01-26 · kvalitetno satno planiranje proizvodnje i potrošnje električne energije.[5] U takvom okruženju do izražaja