rasolomampionona robak chmurski tomasik - 6

rasolomampionona robak chmurski tomasik - 6

PRZEGLĄD ISTNIEJĄCYCH MECHANIZMÓW DSR STOSOWANYCH NA
RYNKACH ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Autorzy: Désiré Dauphin Rasolomampionona, Sylwester Robak, Paweł Chmurski, Grzegorz
Tomasik
(„Rynek Energii”- nr 4/2010)
Słowa kluczowe: sterowanie popytem, reakcja strony popytowej, sterowanie systemem elektroenergetycznym
Streszczenie: W referacie przedstawiono przegląd mechanizmów DSR (Demand Side Response) obejmujący charakterystyczne modele funkcjonujących mechanizmów reakcji strony popytowej na światowych rynkach energii elektrycznej. Przegląd ten obejmuje również omówienie możliwości zastosowania zarządzania popytem jako mechanizmu zintegrowanego
planowania zasobów, którego celem nadrzędnym jest dostarczanie energii elektrycznej po najmniejszych kosztach społecznych. Ponadto, przedstawiono różnice w definiowaniu tego rodzaju działania przez różne instytucje na całym świecie, jak
również mechanizmy prawne, stosowane w celu ułatwienia implementacji mechanizmów DSR dla potrzeb sterowania systemem elektroenergetycznym.
1. WSTĘP
Zarządzanie, czy też sterowanie popytem (ang. Demand Side Management - DSM) polega na identyfikowaniu, ocenie i wykorzystaniu źródeł (zasobów) po stronie popytu na energię elektryczną przez jej
końcowych użytkowników. DSM jest jednym z instrumentów realizacji zintegrowanego planowania
zasobów energetycznych po stronie popytowej.
DSM dotyczy finalnych odbiorców energii elektrycznej, a więc między innymi mechanizmów
konkurencji na poziomie dostawców energii. Działania te definiuje się jako wpływanie przez dostawcę,
przy współpracy z odbiorcą, na poziom zużycia i sposób korzystania z energii elektrycznej.
Do podstawowych celów DSM, a tym samym głównych typów przedsięwzięć w ramach DSM zaliczyć
można:
1. Efektywne wykorzystanie energii, czyli zmniejszenie zużycia energii elektrycznej;
2. Kształtowanie krzywej obciążeń, poprzez sterowanie obciążeniem, czyli zmniejszenie obciążenia lub
przesunięcie obciążenia na okres poza szczytem.
Drugi z wymienionych typów przedsięwzięć w ramach DSM określany jest również jako reakcja strony
popytowej (ang. Demand Response lub Demand Side Response).
Sterowanie popytem jest między innymi elementem planowania rozwoju systemu
elektroenergetycznego (SEE) zarówno zgodnie z koncepcją lokalnie zintegrowanego planowania
zasobów (ang. Local Integrated Resource Planning – LIRP), która zakłada dwustopniową procedurę
oceny zapotrzebowania, jak również zgodnie z koncepcją zintegrowanego planowania zasobów (ang.
Integrated Resource Planning – IRP); w której to zakłada się dostarczanie energii elektrycznej po
najmniejszych kosztach społecznych.
Potencjał tkwiący w mechanizmach DSM wynika z dobowej i sezonowej zmienności zapotrzebowania
na moc i energię elektryczną. Sterowanie popytem ogranicza negatywne skutki nierównomiernego i niejednokrotnie nadmiernego popytu na energię elektryczną.
Pojęcie zarządzanie popytem – DSM – zostało wprowadzone w początku lat 70-tych XX wieku. Wraz
z wprowadzeniem zasad konkurencji na rynku energii elektrycznej zarządzanie odbiorem (ang. Load
Mana-gement – LM) zaliczane do DSM zostało przekształ-cone na reakcję strony popytowej (DSR).
Jako główne cele mechanizmów DSR należy zaliczyć:
− Redukcję maksymalnych obciążeń szczytowych, (typowo kilka godzin w ciągu roku, kiedy relacje
ceny/koszty są wysokie na skutek zdarzeń takich jak wypadnięcie generatora, uszkodzenie linii
przesyłowych, nadmierny wzrost zapotrzebowania).
− Zwiększenie obciążenia w okresach dolin gdy ceny energii są niskie (między innymi także, aby
poprawić współczynnik mocy).
− Przesunięcie obciążeń pomiędzy różnymi porami dnia lub porami roku (gdzie odbiorca przesuwa
zapotrzebowanie z okresu wysokich cen na okres niskich cen, typowo codziennie przesuwa ze
szczytu popołudniowego na okres późniejszy w nocy).
− Dopasowanie obciążenia do aktualnych warunków pracy systemu elektroenergetycznego.
2. PRZEGLĄD DEFINICJI REAKCJI STRONY POPYTOWEJ
Reakcja strony popytowej DSR definiowana jest różnorodnie. W opracowaniach zrzeszenia operatorów
europejskich ENTSO-E reakcja strony popytowej definiowana jest następująco [1]:
Reakcja strony popytowej DSR jest dobrowolnym, tymczasowym dostosowaniem zapotrzebowania na
moc, realizowanym przez użytkownika końcowego w odpowiedzi na sygnał cenowy (cena rynkowa lub
taryfa energii elektrycznej) lub realizowanym na podstawie umowy z użytkownikiem końcowym.
Zgodnie z ENTSO-E reakcja strony popytowej charakteryzuje się następująco:
1. DSR może być działaniem krótkookresowym (wówczas ma silny związek ze zdolnościami
wytwórczymi systemu) lub działaniem długookresowym (wówczas ma silny związek z bilansem
energii w systemie).
2. Sygnały cenowe mogą pochodzić z rynku energii, rynku dnia bieżącego, rynku mocy regulacyjnej,
rynku bilansującego lub też z taryf energii elektrycznej.
3. Działania, u podstaw których leży niezawodność systemu mogą pochodzić od operatora systemu
przesyłowego lub operatorów systemów dystrybucyjnych i mogą być aktywowane ręcznie lub
automatycznie.
4. Generacja rozproszona znajdująca się na obszarze odbiorców uczestniczących w programach DSR
może być traktowana jako DSR.
Z definicji ENTSO-E wynika, że przymusowa redukcja obciążenia stosowana jako ostateczny środek
mający na celu utrzymanie bezpieczeństwa dostaw i zapobieganie black-out nie jest uważane za reakcję
strony popytowej.
Australijskie Stowarzyszenie Użytkowników Energii (ang. Energy Users Association of Australia AUAA) definiuje reakcję strony popytowej jako reakcję użytkowników (konsumentów) energii
elektrycznej lub małych lokalnych producentów energii na wysoki poziom cen energii (lub inny sygnał
taki jak występowanie ograniczeń w przesyle energii) i jest odpowiednikiem prawa wyboru: kupić
teraz, powstrzymać się od zakupu, kupić więcej/mniej lub kupić w innym okresie [2].
Według administracji amerykańskiej, tj. Departamentu Energii, reakcja strony popytowej to zmiany
w zużyciu energii elektrycznej dokonywane przez użytkowników końcowych w odniesieniu do ich normalnego zużycia w odpowiedzi na zmiany cen energii w czasie lub akcje płatnych zachęt mające
skłonić do mniejszego zużycia energii elektrycznej w okresach wysokich cen hurtowych lub gdy
niezawodność systemu jest zagrożona [3]. DSR pozwala klientom detalicznym na uczestnictwo w rynku
energii elektrycznej, dając im możliwość reagowania na ceny.
Międzynarodowa Agencja Energii (IEA) definiuje reakcję strony popytowej DSR jako zdolność strony
popytowej do odpowiedzi na zmiany cen energii elektrycznej na rynku energii lub w czasie rzeczywistym [4]. Fundamentalną różnicą pomiędzy zasobami strony popytowej (ang. Demand Response
Resource – DRR) a zarządzaniem stroną popytową DSM jest wzajemne oddziaływanie (interakcja) z
odbiorcą (użytkownikiem). W programach DRR nacisk jest położony na działanie odbiorcy w
przeciwieństwie do działania centrów dyspozytorskich operatorów.
3. AKTY PRAWNE DOTYCZĄCE DSR
Poziom Unii Europejskiej
Zbiór głównych aktów prawnych wspierających politykę Unii Europejskiej (UE) w zakresie DSR
tworzą odpowiednie dyrektywy.
Dyrektywa 2006/32/WE dotycząca efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych. Głównymi celami dyrektywy jest nie tylko wspieranie świadczenia usług energetycznych, ale
także stworzenie silnych bodźców dla popytu. Dyrektywa zachęca między innymi do wypromowania
odpowiednich technologii, takich jak technologie zarządzania obciążeniem w czasie rzeczywistym
i stosowanie nowoczesnych układów pomiarowych (ang. advanced metering systems).
Dyrektywa 2009/72/WE dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. W
dyrektywie tej przyjęto, że:
1. efektywność energetyczna/zarządzanie popytem oznacza globalne lub zintegrowane podejście
zmierzające do oddziaływania na ilość i harmonogram zużycia energii elektrycznej w celu
zmniejszenia zużycia energii pierwotnej i zmniejszenia obciążeń szczytowych przez przyznawanie
pierwszeństwa inwestycjom w środki poprawiające efektywność energetyczną lub inne środki, takie
jak przerywalne umowy dostaw (...);
2. zarządzanie popytem jest jednym ze środków umożliwiającym osiągnięcie celów spójności
społecznej i gospodarczej oraz ochrony środowiska.
Dyrektywa 2009/28/WE (pakiet klimatyczno-energetyczny) dotycząca promowania stosowania energii
ze źródeł odnawialnych. W dyrektywie tej przyjęto, że poprawa efektywności energetycznej jest
głównym celem UE. Jako cel szczegółowy dla UE przyjęto osiągnięcie poprawy efektywności
energetycznej o 20% do roku 2020, a także zapewnienie 20% udziału odnawialnych źródeł energii
(OZE) w bilansie energetycznym.
Poziom krajowy
W Polsce obecnie nie została uchwalona specjalna ustawa poświecona problematyce sterowania popytem. Minister Gospodarki przedłożył pod obrady stałego Komitetu Rady Ministrów przygotowany
projekt ustawy o efektywności energetycznej w pełni wdrażający dyrektywę 2006/32/WE. Jak
informuje Ministerstwo Gospodarki, ustawa o efektywności energetycznej może wejść w życie dopiero
w II połowie 2010 roku.
Równolegle do prac nad ustawą o efektywności energetycznej były prowadzone prace nad określeniem
polityki energetycznej Polski. Rada Ministrów przyjęła 10 listopada br. Politykę energetyczną Polski do
2030 r. [5], która wśród działań na rzecz poprawy efektywności energetycznej wymienia „Zastosowanie
technik zarządzania popytem (DSM), stymulowane poprzez zróżnicowanie dobowe stawek opłat
dystrybucyjnych oraz cen energii elektrycznej w oparciu o ceny referencyjne będące wynikiem
wprowadzenia rynku dnia bieżącego oraz przekazanie sygnałów cenowych odbiorcom za pomocą
zdalnej dwustronnej komunikacji z licznikami elektronicznymi”.
Mechanizmy prawne wpierające DSR w Stanach Zjednoczonych
W Stanach Zjednoczonych uchwalono pewną liczbę ustaw stanowych i federalnych dotyczących
programów DSR, spośród których najważniejsze są:
Ustawa Energy Policy Act (EPACT) z 2005, która stanowi zmianę polityki energetycznej USA poprzez
stworzenie zachęt podatkowych i gwarancji kredytowych wspierających produkcję energii z różnego
typu zasobów. Jednym z działań opisanych w tej ustawie jest zachęcenie do udziału w programach
DSR. Kongres USA przyjął stano-wisko, że programy DSR będą włączone do pro-gramów usług
regulujących pracę systemu elektroenergetycznego i odpowiednie przepisy wykonawcze należy
uchwalić zarówno na szczeblu federalnym jak i poszczególnych Stanów.
Ustawa Energy Independence and Security Act (EISA) z 2007 roku jest jedną z ustaw wykonawczych
dopełniających stan prawny programów DSR i inteligentnych mierników. Ustawa obejmuje m.in.
działania prowadzące do oszacowania rocznego zapotrzebowania na zasoby DSR oraz wspiera rozwój
technologii Smart Grid wykorzystującej możliwości DSR.
Ustawa Emergency Economic Stabilization Act (EESA) z 2008 roku stanowi dopełnienie rozwiązań
prawnych z obszaru DSR w zakresie systemu finansowego.
4. GENERALNA CHARAKTERYSTYKA MECHANIZMÓW DSR
W horyzoncie krótkookresowym (godziny) reakcja strony popytowej ma wpływ na bilans mocy w
systemie i może być widziana jako ekonomiczna optymalizacja zapotrzebowania na energię, a nie
działanie prowadzące do oszczędności energii. W horyzoncie długookresowym DSR może wpływać na
bilans energii jak również może spowodować jej oszczędność.
Sygnał cenowy inicjujący mechanizm DSR może pochodzić ze wszystkich rynków ustalających cenę
mocy lub energii, tj. rynku transakcji natychmiastowych, rynku dnia bieżącego, rynku mocy regulacyjnej, rynku bilansującego, czy rynku usług systemowych. Zasoby DSR zostaną uaktywnione, jeżeli ich
cena będzie niższa od rynkowej ceny rozliczeniowej. Sygnał cenowy może także bazować na taryfach
na energię elektryczną oraz na taryfach za usługi przesyłowe i dystrybucyjne.
Ogólne wyjaśnienie skutków reakcji strony popytowej zostało przedstawione na wykresie ceny w funkcji podaży energii elektrycznej (rys. 1), gdzie Q oznacza ilość energii elektrycznej natomiast P określa
cenę.
Cena
P
P1
P2
∆P
redukcja
ceny
S
Zapotrzebowanie
D2
D1
redukcja
zapotrzebowania
∆Q
Q1 Q 2
Q
Rys.1. Efekt reakcji strony popytowej na ceny na rynku energii elektrycznej.
W przypadku nieelastycznego popytu, czemu odpowiada krzywa zapotrzebowania D1, brak reakcji
strony popytowej, na wysokie koszty wytwarzania S, prowadzi do wysokiej ceny P1 oraz może w
skrajnym przypadku doprowadzić do braku zbilansowania systemu. W przypadku uelastycznienia
popytu poprzez wprowadzenie programów reakcji strony popytowej, czemu odpowiada krzywa D2 oraz
zmniejszenie zapotrzebowania o wartość ∆Q, na rynku ustali się znacznie niższa cena P2.
5. TYPY PROGRAMÓW DSR
Programy DSR można generalnie podzielić na [6-8]:
− Programy bodźcowe (motywacyjne) z ang. Incentive-Based Programs (IBP).
− Programy cenowe (taryfowe) z ang. Price-Based Programs (PBP).
Do grupy programów bodźcowych zalicza się:
− Bezpośrednie sterowanie odbiorem (ang. direct load control – DLC).
Jest to program, który polega na zdalnym wyłączeniu, w krótkim czasie, w określonym cyklu
urządzeń odbiorcy. Decyzja o wyłączeniu odbioru wynika z zaistnienia warunków zagrażających
niezawodności systemu elektroenergetycznego. Odbiorcy uczestniczący w programie
bezpośredniego sterowania odbiorem w zamian za ograniczenie zapotrzebowania zwykle otrzymują
zapłatę motywacyjną lub inną formę płatności (np. weksel wystawiony na podstawie otwartej
akredytywy). Program ten poprzez redukcję zapotrzebowania odbiorcy może wpływać na redukcję
całkowitego zapotrzebowania systemu. Najczęściej oferowane programy bezpośredniego sterowania
odbiorem dotyczą urządzeń klimatyzacyjnych i podgrzewaczy wody.
− Taryfy z wyłączeniem (ang. interruptible/ curtailable rates – ICR).
To program, w którym w umowie z klientem zamieszcza się klauzulę, w której odbiorca akceptuje
przerwy w dostawie całości lub części pobieranej mocy, albo sam zgadza się ograniczyć pobór mocy
na żądanie dostawcy. Czas trwania wyłączeń jest z góry ustalony i przypada na okresy niskiej niezawodności systemu lub wysokich cen energii na rynku hurtowym. Programy typu ICR były tradycyjnie oferowane tylko największym odbiorcom przemysłowym (lub komercyjnym).
− Oferty strony popytowej na ograniczenie obcią-żenia/ Programy licytacji popytu (ang. demand
bidding programs – DBP).
Programy tego typu zachęcają dużych odbiorców do zaoferowania redukcji obciążenia za cenę, za
którą są gotowi dokonać takiej redukcji. Mimo dużej przejrzystości ekonomicznej, z punktu widzenia operatora ten typ programów nie jest idealny, ponieważ nie oferuje wiarygodnej oraz sterowalnej
odpowiedzi strony popytowej.
W przypadku gdy oferty odbiorców są tańsze niż inne alternatywne sposoby dostarczenia energii,
wówczas redukcje obciążenia są przyjęte przez operatora, a tym samym odbiorcy (których oferty
zostały zaakceptowane) są zobowiązani do zmniejszenia swojego obciążenia.
− Programy przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (ang. emergency demand response programs – EDRP).
Programy tego typu przewidują zachęty finansowe dla odbiorców za redukcję ich obciążenia podczas
zdarzeń zagrażających niezawodności dostaw, jednakże zmniejszenie obciążenia jest dobrowolne.
Jeżeli odbiorca nie dokona zmniejszenia obciążenia wówczas może, lub nie, być ukarany zgodnie
z zawartym porozumieniem.
− Programy rynku zdolności wytwórczych (ang. capacity market programs – CMP).
W programach tego typu odbiorcy zobowiązują się dokonać redukcji obciążenia w uprzednio zdefiniowanej wielkości w przypadku zaistnienia określonych warunków pracy systemu.
Tego typu program działa poprzez okresowe aukcje, w trakcie których uczestnicy zgłaszają oferty
cenowe redukcji obciążenia. W ramach programu zwykle ustala się liczbę (częstotliwość) wezwań
do redukcji, okres (okno czasowe) w ciągu dnia trwania redukcji (godziny od-do) oraz całkowitą
liczbę godzin redukcji w ciągu określonego okresu (np. miesiąca).
− Programy rynku usług regulacyjnych (ang. ancillaty services market programs – ASMP).
Programy te umożliwiają odbiorcom zgłaszanie (licytację) ofert redukcji obciążenia, na rynku usług
regulacyjnych, czym zwiększają zakres dostępnej rezerwy operacyjnej. Jeżeli oferty odbiorców są
przyjęte, wówczas są one wyceniane zgodnie z ceną rynkową i opłacane za zobowiązanie do bycia w
stanie gotowości. W przypadku konieczności wykorzystania redukcji obciążenia, operator wzywa do
dokonania redukcji, a usługa może być opłacona zgodnie z cenami na rynku transakcji
natychmiastowych.
Do grupy programów cenowych zalicza się:
− Taryfy wielostrefowe (ang. time-of-use – TOU). W taryfie wielostrefowej (TOU), opłata za energię
zmienia się w cyklu dobowym, tygodniowym (dni robocze/weekendy), oraz sezonowo (lato/zima)
[8]. Stawki są z zasady ustalane dla dłuższych okresów, co sprawia, że nie są one skutecznym narzędziem w bieżącym sterowaniu popytem, a ponadto narażają dostawcę na ryzyko cenowe. Taryfa
wielostrefowa ma jednak tą przewagę nad taryfą płaską, że dostarcza odbiorcom bodźców do ograniczenia zużycia energii w szczytach obciążenia i korzystania z energii w okresach niskich cen (doliny obciążenia). Oddziaływanie taryfy TOU na odbiorców jest tym większe, im większa jest rozpiętość pomiędzy stawkami dla różnych stref czasowych i gdy istnieje możliwość programowania
urządzeń elektrycznych do pracy w dolinie obciążenia.
− Taryfy z krytyczną stawką cenową (ang. critical-peak pricing – CPP).
W celu ściślejszego powiązania stawek w taryfie wielostrefowej z bieżącymi warunkami pracy systemu elektroenergetycznego, w niektórych odmianach tego produktu wprowadza się jedną lub dwie
dodatkowe, bardzo wysokie stawki dla szczytów obciążenia systemu, a więc okresów, w których
ceny na rynku hurtowym energii elektrycznej są najwyższe tzw. (CPP) [8]. Odbiorców informuje się
z krótkim wyprzedzeniem, że stawki te będą stosowane, a ich wysokość oraz czas, przez który będą
obowiązywały, mogą być ustalone przez dostawcę z góry. W innej odmianie tej taryfy stawki
umowne są zastępowane cenami rynku bieżącego.
− Taryfy czasu rzeczywistego (ang. real-time pricing – RTP).
Taryfa czasu rzeczywistego (RTP) to taka, w której przewiduje się zmienność cen energii elektrycznej w czasie. W taryfie czasu rzeczywistego stawka opłaty za energię elektryczną zmienia się
podobnie jak ceny na rynku hurtowym, przy czym odbiorcy są informowani o prognozowanych
cenach energii z wyprzedzeniem czasowym od 1 godziny do 1 doby. Korzystając z taryfy RTP, obok
kosztu energii odbiorca ponosi także koszty przesyłu i dystrybucji energii oraz płaci marżę dostawcy.
6. ROLA DSR W STEROWANIU SEE
Ze względu na typ sterowania, w odniesieniu do programów DSR, wyszczególnić można sterowanie
(lub też programy) aktywne, sterowanie (programy) pasywne oraz sterowanie za pomocą taryf
czasowych (sterowanie taryfowe). Jako aktywne programy DSR, określa się te programy, w których
operator (dostawca) inicjuje działanie prowadzące do zredukowania mocy obciążenia odbiorcy. Jako
pasywne programy DSR, określa się programy wymagające od odbiorcy podjęcia decyzji o
zredukowaniu wartości popytu na podstawie zachęt cenowych oferowanych przez operatora lub
dostawcę. Tym samym programy pasywne oferują odbiorcom zachętę finansową w celu ograniczenia
zużycia energii elektrycznej w okresach szczytowych.
Analiza już istniejących i pojawiających się wdrożeń reakcji strony popytowej w Ameryce Północnej i
Europie ukazuje wspólne parametry, za pomocą których mogą być scharakteryzowane różne programy
DSR. Programy DSR mogą być charakteryzowane za pomocą następujących kryteriów: rodzajów
ryzyka, systemów motywacyjnych dla odbiorcy oraz metod pobudzania reakcji (odpowiedzi).
Charakterystykę programów DSR uwzględniających powyższe kryteria przedstawiono w tabeli 1 [9].
Z punktu widzenia sterowania pracą systemu elektroenergetycznego, reakcja strony popytowej, dzięki
swojemu oddziaływaniu, może funkcjonować jako narzędzie wspomagające zarządzaniem mocą w różnych horyzontach czasowych – rys.2.
Tabela 1 Charakterystyka programów DSR
System motywacyjny
odbiorcy
dla Strona
miająca
urucha-
Program DSR
Rodzaj ryzyka
TOU
CPP, TRP
cenowe
cenowe
ilościowe
(wielkość mocy)
oszczędność kosztów energii
oszczędność kosztów energii
odbiorca
odbiorca
brak
odbiorca
niższe taryfy (stawki)
odbiorca
zawiadomienie
ilościowe
niższe taryfy (stawki)
operator
ilościowe
płatny za wykonanie
zwykle odbiorca
Polecenie
sterujący)
zawiadomienie
cenowe
płatny za wykonanie
odbiorca
zawiadomienie
płatny za wykonanie
zwykle odbiorca
zawiadomienie
ICR
DLC
EDRP
DBP (w
CMP)
DBP (w
ASMP)
ramach
ramach wielkość
mocy
(ilość)
Wyzwalacz reakcji
(sygnał
Cenowe programy DSR
Efektywność
energetyczna
lata
sterowanie
strategiczne
Taryfy
wielostrefowe
Taryfy
dynamiczne
RTP
dzień
poprzedni
miesiąc
zarządzanie,
planowanie
operacyjne
ekonomiczne
planowanie
Taryfy
dynamiczne
RTP, CCP
dzień
bieżacy
ekonomiczy
rodział obciążeń
dostawa
(redukcja)
energii
< 15min
Rozdział
obciążeń
Programy usług
regulacyjnych
Oferty
strony
popytowej
Programy
Taryfy z
przeciwawaryjne wyłączeniem
Bezpośrednie
sterowanie
odbiorem
Bodźcowe programy DSR
Rys. 2. Rola DSR w planowaniu oraz sterowaniu
systemem elektroenergetycznym.
7. PODSUMOWANIE
Przedstawiony przegląd mechanizmów DSR wskazuje na różnorodność definiowania działania określanego jako reakcja strony popytowej, niemniej zawsze działanie to oznacza dobrowolne, tymczasowe
współdziałanie odbiorcy z operatorem, powodujące zmianę wielkości zapotrzebowania pod wpływem
różnorodnych bodźców. Do głównych korzyści wynikających z implementacji mechanizmów DSR
zaliczyć można:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Poprawę niezawodności systemu (SEE);
Korzyści finansowe dla uczestników programów DSR;
Lepsze zarządzanie zdolnościami przesyłowymi (redukcję ograniczeń przesyłowych w sieci);
Poprawę bezpieczeństwa energetycznego;
Redukcję kosztów związanych z pozyskiwaniem drogich źródeł szczytowych;
Poprawę zarządzania ryzykiem cenowym i ilościowym na rynku energii;
Poprawę świadomości odbiorców w zakresie gospodarki energią.
Dotychczasowe doświadczenie wskazuje, że pozyskane przez operatorów systemów przesyłowych zasoby DSR mogą być wykorzystane w postaci usług regulacyjnych, potrzebnych do prowadzenia ruchu
systemu elektroenergetycznego, na wypadek zakłóceń w pracy tego systemu lub też utrzymania bilansu
mocy. Jednocześnie należy podkreślić, że ważnym aspektem w roli DSR jest technologia informacyjna
umożliwiająca zawieranie kontraktów na zliberalizowanym rynku energii elektrycznej.
LITERATURA
[1] Demand Response as a resource for the adequacy and operational reliability of the power systems.
Explanatory Note. ETSO, 12 January 2007. http://www.entsoe.eu/
[2] Demand Side Response in the National Electricity Market. Case Studies. http://www.euaa.com/
[3] Benefits of Demand Response in Electricity Markets and Recommendations for Achieving Them.
US Departament of Energy http://www.oe.energy.gov/
[4] Nieuwenhout F., et. al.: Flexible electricity grids, Report of Work Package 1, EOS-LT project
FLEXIBEL. http://www.ecn.nl/
[5] Polityka energetyczna Polski do 2030 r. http://www.mg.gov.pl/
[6] Albadi M.H. , El-Saadany E.F.: A summary of demand response in electricity markets. Electric
Power Systems Research, 78 (2008), pp. 1989–1996.
[7] Assessment of 2008 Demand Response and Advance Metering Staff Report, Federal Energy
Regulatory Commission, December 2008. http://www.ferc.gov/
[8] Malko J, Wilczyński A.: Oszczędne, racjonalne czy efektywne użytkowanie energii elektrycznej.
„Energetyka” – wrzesień 2007. http://www.cire.pl/pliki/2/oszczracjefekt.pdf
[9] Chuang A.S.: Demand-side Integration for System Reliability. Power Tech, 2007 IEEE Lausanne.
A REVIEW OF DEMAND SIDE RESPONSE MECHANISMS USED IN DIFFERENT
WORLDWIDE ENERGY MARKETS
Key words: Demand Side Response, Demand Side Management, Load Response, Power System Control
Summary. The submitted paper presents a short review of presently used DSR (Demand Side Response), enclosing
characteristic models of different DSR programs installed and run by different power entities in different countries. This
review also includes the concept of resource integrated management, the objective of which is the supply of electric power
at minimal social costs. Moreover some subtle differences of defining the DSR actions by different worldwide power
entities are presented. Also the legal aspect used for facilitating the DSR implementation in power system control is
analysed.
Désiré Dauphin Rasolomampionona, od 1994 roku pracuje na Wydziale Elektrycznym Politechniki
Warszawskiej w Instytucie Elektroenergetyki. Zajmuje się automatyką elektroenergetyczną,
sterowaniem pracą systemu elektroenergetycznego oraz zastosowaniem telekomunikacji i
nowoczesnych technik informatycznych w elektroenergetyce. Aktualnie jest kierownikiem Zakładu
Automatyki Elektroenergetycznej w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej ,
E-mail: [email protected]
Sylwester Robak, od 1999 roku pracuje na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej, w
Instytucie Elektroenergetyki. Jego zainteresowania naukowe koncentrują się głównie wokół problemów
dotyczących analizy stanów pracy oraz sterowaniem pracą systemu elektroenergetycznego. Obecnie
pracuje na stanowisku Wicedyrektora ds. nauki w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki
Warszawskiej.
E-mail: [email protected]
Paweł Chmurski, w latach 1996 – 1997 pracował w PSE SA a następnie, do 2008 roku, w
Energoprojekt-Consulting SA (obecnie EPC SA), gdzie zajmował się głównie zagadnieniami z zakresu
funkcjonowania rynków energii elektrycznej. Obecnie pracuje na stanowisku Dyrektora zadania w
Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii Sp. z o.o.
E-mail: [email protected]
Grzegorz Tomasik, pracował w EPC SA jako główny specjalista pełniąc funkcję kierownika projektu,
a następnie dyrektora ds. rynków energii. Od lipca 2004 roku do lipca 2005 roku pełnił funkcję
Wiceprezesa Zarządu EPC SA. Obecnie pracuje na stanowisku Dyrektora zadania w Centrum
Zastosowań Zaawansowanych Technologii Sp. z o.o.
E-mail: [email protected]