Oszczędne, racjonalne czy efektywne

Oszczędne, racjonalne czy efektywne uŜytkowanie energii elektrycznej
Autorzy: Jacek Malko, Artur Wilczyński - Instytut Energoelektryki, Politechnika
Wrocławska
(„Energetyka” – wrzesień 2007)
Opublikowany z początkiem roku 2007 zbiór waŜnych dokumentów Komisji Wspólnot
Europejskich, określających cele oraz instrumenty polityki energetycznej UE [11] i określany
powszechnie skrótem „3x20 do 2020" przyjmuje, Ŝe państwa członkowskie jako całość:
• osiągną w perspektywie roku 2020 (w odniesieniu do roku bazowego 1990) 20%
redukcji emisji C02,
• zwiększą do 20% udział zasobów odnawialnych (OZE) w bilansie energii oraz
• zwiększą o 20% efektywność energetyczną.
Szczególną rolę w „Pakiecie..." odgrywają działania proefektywnościowe, jako Ŝe
stwierdzono, iŜ większa efektywność prowadzi, oprócz zmniejszenia zapotrzebowania na
energię (określanego terminem „ujemnej energii" - Negajouli), bezpośrednio do zmniejszenia
zuŜycia paliw pierwotnych z podsektora wytwórczego oraz lepszego wykorzystania nośników
końcowych w procesach konwersji energii na usługi energetyczne. Skutkuje to zatem
ograniczeniem emisji z procesów łańcucha przemian energetycznych. Ponadto zmniejszenie
bazowej wartości zapotrzebowania ułatwia osiągnięcie celu 20% z OZE, bowiem cel ten
osiąga się przy mniejszym fizycznym zaangaŜowaniu zasobów odnawialnych.
W świetle tych obecnych decyzji (a takŜe dokumentów je poprzedzających) i stosowanej w
dokumentach unijnych terminologii, celowe jest nawiązanie do pojęć stosowanych
powszechnie w krajowej literaturze zagadnienia, co tłumaczy tytuł niniejszego artykułu.
Nasuwa się więc pytanie - oszczędzać1) czy raczej racjonalnie uŜytkować energię
elektryczną? Doświadczenia wskazują, Ŝe pozorne lub teŜ niewłaściwe pojmowanie
oszczędzania moŜe prowadzić do konieczności ponoszenia większych kosztów niŜ podczas
racjonalnych, zintegrowanych działań kształtujących pobór energii.
Ich skutkiem powinny być nie tylko niŜsze rachunki za energię elektryczną pojedynczego
odbiorcy, ale minimalne koszty ostatecznego efektu dostawy energii elektrycznej, czyli tzw.
„uŜyteczności końcowej". UŜytkownicy chcą przecieŜ korzystać z produktów, które im
dostarcza energia elektryczna, a więc ciepło, chłód, światło, transport itp. Z drugiej zaś strony
działanie te powinny takŜe prowadzić do minimalizowania kosztów ponoszonych przez
podmioty strony podaŜowej, czyli firmy energetyczne zajmujące się produkcją, dystrybucją,
przesyłem oraz sprzedaŜą energii elektrycznej. MoŜna pokusić się o stwierdzenie, Ŝe polscy
uŜytkownicy energii elektrycznej nie mają zbyt duŜych moŜliwości jej oszczędzania,
poniewaŜ pod względem zuŜycia tej energii, w przeliczeniu na jednego obywatela,
znajdujemy się na jednym z ostatnich miejsc w Europie. Niewątpliwie przyczyną takiej
sytuacji jest struktura zuŜycia energii w Polsce, preferowanie węgla oraz gazu na cele
grzewcze i przygotowanie posiłków, a takŜe relatywnie wysoka cena energii elektrycznej.
Cena ta wynika między innymi z wysokich kosztów działalności przedsiębiorstw
energetycznych oraz względnie słabego wykorzystania infrastruktury elektroenergetycznej urządzeń wytwórczych i sieci elektroenergetycznych. Przejawem tego jest duŜy udział
kosztów stałych w całkowitych kosztach dostawy energii elektrycznej.
MoŜna zatem mówić o nieracjonalnym uŜytkowaniu tej energii, a zasadniczym tego skutkiem
jest nierównomierny pobór mocy. Wskazują na to krzywe poboru, wyznaczone dla cyklu
dobowego, tygodniowego i rocznego. W sytuacji rozwijającej się konkurencji, zarówno w
szeroko rozumianym sektorze energetycznym, jak i w szczególności w elektroenergetyce,
działania mające na celu wygładzenie krzywych poboru energii elektrycznej są w interesie
dostawców, bowiem przyczyniają się do mniejszych kosztów i w konsekwencji cen tej
energii, a co za tym idzie - poprawy sytuacji konkurencyjnej przedsiębiorstw
elektroenergetycznych. Oczywisty jest równieŜ interes uŜytkowników, właśnie ze względu na
te niŜsze ceny.
PowyŜsze wprowadzenie moŜna zakończyć konkluzją, Ŝe tam gdzie jest to moŜliwe i
opłacalne naleŜy energię elektryczną oszczędzać, ale równocześnie, a moŜe przede
wszystkim, naleŜy ją efektywnie uŜytkować, czyli tak, aby koszty dostawy energii były
minimalne. Działania związane z efektywnym uŜytkowaniem energii winny być adresowane
do drobnych odbiorców (np. domowych), odbiorców zaliczanych do grupy uŜyteczności
publicznej itp., jak teŜ do średnich i wielkich odbiorców przemysłowych. Powinny zatem
objąć wszystkich odbiorców.
Zarządzanie popytem na moc i energię elektryczną jako środek poprawy efektywności
energetycznej
Jak juŜ zauwaŜono, działania mające poprawić efektywność energetyczną są korzystne dla
wszystkich podmiotów rynku, a więc zarówno dla dostawców, jak i dla uŜytkowników energii
elektrycznej.
Oprócz tego występuje wiele dodatkowych okoliczności przemawiających za rozwijaniem
takich działań, spośród nich wymienić moŜna:
• występujący czynnik niepewności (dotyczy procesów zapotrzebowania, gospodarczych,
politycznych itp.),
•
potrzebę zwiększenia efektywności gospodarczej i konkurencyjności w sytuacji
intensywnie rozwijających się mechanizmów rynkowych we wszystkich sferach gospodarki,
• konieczność redukcji emisji zanieczyszczeń środowiskowych, których głównym źródłem
jest sektor energetyczny,
• zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego.
Środkiem prowadzącym do poprawy efektywności energetycznej jest odpowiednie
zarządzanie popytem na moc i energię elektryczną. Stosowanie róŜnych sposobów, w
odpowiednich kombinacjach, po stronie popytu, w celu wpływania na zmianę kosztów
dostawy energii elektrycznej (chodzi tutaj o minimalizację tych kosztów) nazywa się
kształtowaniem strony popytowej, tzw. DSM2). DSM stanowi nieodłączną część
zintegrowanego planowania w energetyce (tzw. IRP z ang. Integrated Resources Planning).
Synonimem w pewnym stopniu pojęcia IRP jest LCP - Least Cost Planning, czyli planowanie
rozwoju po najmniejszych kosztach. Oznacza to proces planistyczny i realizacyjny zasobów
energii, w którym stronę podaŜową i popytową traktuje się łącznie. Działania DSM obejmują
szeroki wachlarz środków technicznych, prawnych, ekonomicznych i psychologicznych.
Według propozycji Międzynarodowej Agencji Energii [3] działania DSM dzieli się na
regulacje systemowe i programy (rys. 1).
Rozwiązania systemowe zawierają regulacje organizacyjno--prawne oraz mechanizmy nie
związane bezpośrednio z działaniami DSM, a które jedynie mają wspierać realizację tych
programów. Rozwiązania organizacyjno-prawne specyfikują cele i zasady finansowania
działań DSM, wskazują podmioty, które będą realizowały działania, a takŜe tworzą
mechanizmy stymulujące rozwój rynku usług DSM (polityka fiskalna, dostęp do kredytów
itp.). Równolegle funkcjonują inne mechanizmy, które pośrednio wpływają na efektywność
sterowania stroną popytową. Do waŜniejszych i najpowszechniej stosowanych zalicza się
taryfy elektryczne.
Poza moŜliwością obniŜki kosztów dostawy energii realizacja działań DSM przyczynia się
do:
• poprawy regulacyjności SEE,
• większego bezpieczeństwa energetycznego,
• wzrostu niezawodności dostaw,
• lepszego wykorzystania majątku SEE i odsunięcia w czasie inwestycji w
infrastrukturę i/lub zmniejszenia skali tych inwestycji,
• zmniejszenia ograniczeń przesyłowych,
• ograniczenia emisji C02, S02, NOx i innych szkodliwych substancji do środowiska,
• wzrostu konkurencyjności gospodarki narodowej dzięki niŜszym kosztom produkcji i
oszczędnościom z tytułu niŜszych opłat za energię,
• ograniczenia siły rynkowej dostawców,
• zmniejszenia fluktuacji cen hurtowych energii (mniejszego ryzyka cenowego),
• zacieśniania relacji rynkowych dostawców z odbiorcami,
• moŜliwości zarządzania przez odbiorców kosztami energii,
• moŜliwości osiągnięcia wspólnych korzyści przez dostawcę i odbiorcę przez
stosowanie tzw. marketingu partnerskiego, a w rezultacie wzmocnienie pozycji
rynkowej i poprawa wizerunku dostawcy.
Przewidywano, Ŝe w działaniach DSM, w ciągu najbliŜszych 15-20 lat, największe
zastosowanie znajdą następujące technologie: kogeneracja, systemy telekomunikacyjne,
pompy ciepła oraz systemy sterowania popytem [17]. Wymienia się ponadto jeszcze inne
środki, takie jak: akumulacyjne podgrzewacze wody, energooszczędne oświetlenie,
„inteligentne domy", kuchenki elektryczne nowej generacji, magazynowanie ciepła,
magazynowanie energii elektrycznej, mikroprocesory, ogniwafotowoltaiczne, ogniwa
paliwowe.
Przytoczone w jednym z dokumentów „Pakietu ..."[11]- COM (2007) 2 - dane o skuteczności
środków ograniczania emisji oceniają, iŜ w redukcji C02 technologie proefektywnościowe
uczestniczą w ok. 30%, podczas gdy energetyka jądrowa - w ok. 18%, technologie
wychwytywania i magazynowania C02 - w ok. 15%, zaś OZE - w ok. 12%. W ujęciu
globalnym dokument Międzynarodowej Agencji Energii (IEA/OECD) [10] podaje, Ŝe
zwiększenie efektywności wykorzystania końcowego paliw kopalnych przyczynia się w ok.
36% do redukcji emisji węglowych.
Rola taryf energii elektrycznej w procesie DSM
Taryfy są relatywnie tanią i skuteczną metodą kształtowania obciąŜeń, spełniony musi być
jednak podstawowy warunek, Ŝe będą właściwie zaprojektowane. Poddawanie się przez
odbiorcę energii oddziaływaniu taryf powinno być dla niego opłacalne, czyli w efekcie
przynieść mu oszczędności finansowe, czego musi on być świadomy.
Wzrostowi znaczenia taryf elektrycznych w procesie kształtowania obciąŜeń sprzyjać
powinien ich rozwój w kierunku wzmacniania funkcji informacyjnej. Funkcja ta polega na
wskazywaniu moŜliwości substytucyjnych energii elektrycznej oraz informowaniu o
dostępności tego nośnika energii i kosztach jego dostawy, zmieniających się w czasie. Celem
funkcji informacyjnej jest stymulowanie u odbiorców odpowiedniego sposobu korzystania z
energii oraz doboru urządzeń i technologii tak, aby zapewnić racjonalne i oszczędne jej
zuŜycie [19].
Wykorzystanie taryf do racjonalizacji poboru energii elektrycznej jest zgodne z załoŜeniami
Polityki Energetycznej Polski do 2025 roku [13] oraz Programu dla Elektroenergetyki [14].
Propozycji skutecznych rozwiązań taryfowych, jako elementu programów DSM, jest wiele.
Typowe rozwiązania taryfowe, to stosowane powszechnie w Polsce i na świecie taryfy
dwuczłonowe wielostrefowe dla wielkich i średnich odbiorców przemysłowych oraz taryfy
jednoczłonowe, jedno- i wielostrefowe dla drobnych uŜytkowników przemysłowych, handlu i
gospodarstw domowych. Przemiany strukturalne i liberalizacja rynku energii elektrycznej
powodują, iŜ poszukuje się nowych rozwiązań taryfowych, lepiej dostosowanych do
zmienionych warunków. Przykładem jest rezygnacja z taryf dwuczłonowych u wielkich
odbiorców w Wielkiej Brytanii i Nowej Zelandii. Brak opłaty za moc zwalnia dostawców w
tych krajach z obowiązku zapewnienia rezerw mocy. Według autorów pracy [8], taryfy
jednoczłonowe, które są kalkulowane na podstawie kosztów krańcowych oraz kosztów
niedostarczenia energii elektrycznej, wpływają na poprawę efektywności planowania
infrastruktury sieciowej i wytwórczej oraz ograniczają siłę rynkową producentów energii.
Efekt ten osiąga się dzięki zwiększeniu rezerwy operacyjnej w systemie
elektroenergetycznym oraz rozwojowi rynków finansowych i konkurencyjnego rynku usług
systemowych.
Dla odbiorców najuboŜszych wprowadzono tzw. taryfę socjalną3) (LLR) przeznaczoną dla
tych, których nie stać na zakup energii elektrycznej na ogólnych zasadach. Taryfa ta jest
wynikiem zasad solidarności społecznej oraz przekonania, Ŝe w podstawowym zakresie
energia elektryczna powinna być dostępna dla wszystkich. Koszty dostawy są w tym
przypadku częściowo pokrywane z budŜetu państwa4), natomiast stawki taryfy socjalnej
powinny być ustalane tak, by uŜytkownicy energii mogli odnosić dodatkowe korzyści
dostosowując pobór energii do sygnałów cenowych ze strony dostawcy [16].
Taryfa płaska cechuje się stałością stawek za jednostkę energii elektrycznej w ciągu całej
doby i ich niezmiennością w cyklu tygodniowym i rocznym. Jest to taryfa stosowana
najpowszechniej. Wybierając tę taryfę odbiorca moŜe kupić dowolną ilość energii po znanej
mu wcześniej cenie.
Z punktu widzenia celów DSM, stosowanie stałych opłat za energię elektryczną oraz taryfy
płaskiej jest nieefektywne. Rozwiązania te nie stwarzają Ŝadnych bodźców do ograniczania
zuŜycia w okresach szczytu i/lub zwiększania zapotrzebowania poza szczytem obciąŜenia
systemu. Dodatkowo, z uwagi na to, Ŝe zuŜyciem nie moŜna sterować, konieczne jest
utrzymywanie w systemie znacznej rezerwy mocy, czego koszty przekładają się na wyŜszą
cenę energii.
W taryfie wielostrefowej, inaczej wieloczasowej5) (TOU), opłata za energię zmienia się w
cyklu dobowym, tygodniowym (dni robocze/weekendy), oraz sezonowo (lato/zima). Stawki
są z zasady ustalane dla dłuŜszych okresów, co sprawia, Ŝe nie są one skutecznym narzędziem
w bieŜącym sterowaniu popytem, a ponadto naraŜa dostawcę na ryzyko cenowe. Taryfa
wielostrefowa ma jednak tę przewagę nad taryfą płaską, Ŝe dostarcza odbiorcom bodźców do
ograniczenia zuŜycia w szczytach obciąŜenia i korzystania z energii w okresach niskich cen
(doliny obciąŜenia). Oddziaływanie taryfy TOU na odbiorców jest tym większe, im większa
jest rozpiętość pomiędzy stawkami dla róŜnych stref czasowych i gdy istnieje moŜliwość
programowania urządzeń elektrycznych do pracy w dolinie obciąŜenia.
W celu ściślejszego powiązania stawek w taryfie wieloczasowej z bieŜącymi warunkami
pracy SEE, w niektórych odmianach tego produktu wprowadza się jedną lub dwie dodatkowe,
bardzo wysokie stawki dla szczytów obciąŜenia systemu, a więc okresów, w których ceny na
rynku hurtowym energii elektrycznej są najwyŜsze6) tzw. (CPP) [6, 12,]. Odbiorców
informuje się z krótkim wyprzedzeniem, Ŝe 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 bieŜącego (ceny spot).
W celu zwiększenia siły oddziaływania taryf moŜna wprowadzać taryfy specjalne stosowane
na podstawie umów indywidualnych. Przykładem tutaj jest taryfa z wyłączeniem7) (IER). Pod
wpływem zachęty cenowej odbiorca decyduje się na wyłączanie określonej mocy, gdy tego
zaŜąda dostawca. Innym rozwiązaniem moŜe być zdalne sterowanie obciąŜeniem odbiorcy
przez dostawcę.
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
Ŝądanie dostawcy. Czas trwania wyłączeń jest z góry ustalony i przypada na okresy niskiej
niezawodności systemu lub wysokich cen energii na rynku hurtowym. Umowy na wyłączenie
są zwykle zawierane na okresy kilkuletnie i mogą przewidywać kary za brak naleŜnej reakcji
ze strony odbiorcy.
Taryfa czasu rzeczywistego (RTP) to taka, w której przewiduje się zmienność cen energii
elektrycznej w czasie. W taryfie czasu rzeczywistego stawka opłaty za energią elektryczną
zmienia się podobnie jak ceny na rynku hurtowym, przy czym odbiorcy są informowani o
prognozowanych cenach energii z wyprzedzeniem czasowym od 1 h do 1 doby. Korzystając z
taryfy RTP, obok kosztu energii odbiorca ponosi takŜe koszty przesyłu i dystrybucji energii
oraz płaci marŜę dostawcy8) [1, 2, 6]. Taryfa czasu rzeczywistego jest adresowana głównie do
duŜych odbiorców. Ryzyko zmiany ceny w całości ponoszą uŜytkownicy energii elektrycznej.
Obok stawki za energię elektryczną w taryfie czasu rzeczywistego moŜe występować
dodatkowa opłata, ustalana oddzielnie dla kaŜdego okresu rozliczeniowego, gwarantująca
dostawcy poziom przychodów potrzebny do pokrycia kosztów uzasadnionych związanych z
realizacją dostaw do odbiorców [2].
Najbardziej wyrafinowany system taryfowy tzw. Spot pricing polega na bieŜącym
informowaniu odbiorców o koszcie dostawy energii elektrycznej, który zmienia się w sposób
ciągły. Współczesne systemy taryfowe wykorzystują moŜliwości, jakie daje rozwój techniki
rozliczeniowo-sterującej. Takie układy same niejednokrotnie regulują pracę odbiorników,
minimalizując rachunki konsumenta za energię elektryczną, a w konsekwencji przyczyniają
się do bardziej efektywnego funkcjonowania elektroenergetyki. Jednym z systemów
realizujących sygnały nadawane bezpośrednio przez dostawcę lub w powiązaniu z systemem
taryfowym jest SCA - sterowanie częstotliwością akustyczna, ale moŜliwe są takŜe inne
rozwiązania jak np. systemy sterowania radiowego, czy platformy pomiarowokomunikacyjne.
Stosowanie taryf dynamicznych wiąŜe się bezpośrednio z zagadnieniem doboru urządzeń
pomiarowo-rozliczeniowych. W przypadku duŜych odbiorców finalnych powszechnie
stosowane są liczniki wieloczasowe, które pozwalają rejestrować moce chwilowe w
odstępach czasowych od li h do 1 h, a pobór mocy odczytywany jest zdalnie. W przypadku
odbiorców zuŜywających relatywnie małe ilości energii (gospodarstwa domowe, niewielkie
zakłady przemysłowe i handlowe), zakup liczników wieloczasowych oraz ponoszenie
kosztów transmisji i przetwarzania danych staje się nieopłacalny. Zamiast indywidualnych
urządzeń pomiarowych stosuje się wtedy tańsze rozwiązanie, polegające na wyznaczaniu
typowych profili obciąŜenia odbiorców. Profilowanie polega na dezagregowaniu
zapotrzebowania na energię w funkcji czasu, z uwzględnieniem wybranego kryterium
segmentacji odbiorców (połoŜenie geograficzne, poziom zuŜycia energii itp.). Dostęp energii
elektrycznej po bardziej konkurencyjnej cenie jest w tym przypadku moŜliwy dzięki
dopasowywaniu profilu obciąŜenia odbiorcy do stawek za energię na rynku hurtowym
(najczęściej w interwałach od "h do 1 h)9).
Taryfa elektryczna dla odbiorców finalnych przenosi najczęściej koszty wynikające z taryfy
hurtowej. Jeśli taryfa hurtowa ma niewłaściwą strukturę wewnętrzną - poziom i rozpiętość
stawek taryfowych - to taryfa finalna automatycznie powiela te błędy.
Badania pokazują, Ŝe wykorzystywanie taryf do kształtowania krzywej poboru mocy i energii
elektrycznej jest ograniczone [15, 19]. Przyczyną tego stanu są w duŜej mierze błędy
popełniane przez projektantów systemów taryfowych. ZauwaŜa się małą innowacyjność w
oferowaniu nowych rozwiązań taryfowych, niewłaściwą segmentacje uŜytkowników energii
elektrycznej i przede wszystkim - zbyt małą rozpiętość pomiędzy stawkami opłat za energię
pobieraną w róŜnych strefach doby, z zauwaŜalną tendencją do jeszcze większego
zmniejszania się tej rozpiętości. Obserwując zmiany w czasie w poziomie poszczególnych
stawek taryfowych zauwaŜa się, Ŝe proces ich ustalania cechuje znaczna przypadkowość.
Autorzy niniejszego artykułu wyraŜają obawę, Ŝe skutkiem obecnych błędów w kształtowaniu
struktury taryf moŜe być zwiększenie się róŜnicy pomiędzy poziomem mocy pobieranej w
szczycie dobowego obciąŜenia i w jego dolinie. W konsekwencji spowoduje to wzrost
kosztów dostawy energii elektrycznej do jej uŜytkowników, przekładający się na wzrost cen i
następnie osłabienie pozycji rynkowej dostawców energii. Wydaje się, Ŝe tym potencjalnym
zagroŜeniom powinien zapobiec Urząd Regulacji Energetyki, korzystając ze swoich
statutowych obowiązków.
Racjonalna gospodarka mocą bierną
Ze względu na negatywne skutki przesyłu mocy biernej z elektrowni do miejsc uŜytkowania
energii elektrycznej (zwiększenie strat mocy czynnej, zmniejszenie zdolności wytwarzania
mocy czynnej generatorów, zwiększenie spadków napięć w sieci elektroenergetycznej,
ograniczenia zdolności przepustowej sieci elektroenergetycznej) i ich wpływ na wyniki
gospodarcze zarówno po stronie dostawców, jak i odbiorców, istotne znaczenie ma
gospodarka mocą bierną. WaŜnym narzędziem stymulującym racjonalną gospodarkę mocą
bierną jest system rozliczeń za pobór tej mocy. Podstawą do rozliczeń jest poziomu
neutralnego („optymalnego") tgϕ oraz metoda naliczania opłat w zaleŜności od stopnia
przekroczenia tego poziomu. Za przekroczenie tego poziomu mogą być na odbiorców
nakładane opłaty dodatkowe (dopłaty), ale takŜe udzielane bonifikaty za jego obniŜenie w
określonych strefach czasowych (jeśli przewiduje to sposób rozliczeń).
Efektywność uŜytkowania energii w świetle regulacji prawnych
Dyrektywa Unii Europejskiej [4] wskazuje na potrzebę poprawy efektywności wykorzystania
energii przez uŜytkowników końcowych, zarządzania popytem na energię i wspierania
produkcji ze źródeł odnawialnych, co jak podkreślono ma silny związek z bezpieczeństwem
dostaw energii z uwagi na niewielkie moŜliwości tworzenia nowych mocy oraz działań
usprawniających przesył i dystrybucję, zarówno w perspektywie krótko- jak i
długoterminowej. Innym aspektem, na który zwraca się uwagę w tej dyrektywie jest to, Ŝe
zalecana poprawa efektywności zuŜycia energii przyczyni się do zmniejszenie zuŜycia energii
pierwotnej, zmniejszenie emisji C02 i innych gazów cieplarnianych, co traktowane jest
obecnie priorytetowo, poniewaŜ źródłem 78% emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie
jest przemysł energetyczny. Z drugiej zaś strony wskazywane działania spowodują
zmniejszenie uzaleŜnienia od importu energii.
Dyrektywa obliguje Państwa Członkowskie do wyznaczania celów krajowych, słuŜących
wspieraniu efektywnego wykorzystania energii oraz zagwarantowaniu dalszego rozwoju
rynku usług energetycznych, przyczyniając się do realizacji Strategii Lizbońskiej. Jako
zalecane działania wymienia się liberalizację obrotu oraz rozwój rynków detalicznych energii,
co wynika z faktu, Ŝe przyczyniły się one do poprawy efektywności i obniŜki kosztów
wytwarzania, przetwarzania i dystrybucji energii. Państwa Członkowskie powinny sporządzić
wykaz środków dla poprawy efektywności zuŜycia energii i dokonać przeglądu osiągniętych
rezultatów w tym zakresie. Poprawa efektywności końcowego zuŜycia moŜe zostać osiągnięta
przez zwiększenie dostępu do usług energetycznych, zwiększenie popytu na te usługi oraz
inne środki poprawy efektywności energetycznej. Te usługi, świadczone przez dystrybutorów,
operatorów systemu oraz przedsiębiorstwa zajmujące się detaliczną sprzedaŜą energii, winny
obejmować efektywność wykorzystania energii w takich obszarach jak zapewnienie
właściwego komfortu termicznego w pomieszczeniach, ciepłej wody, chłodzenia, produkcji
towarów, oświetlenia oraz mocy dla napędów.
NaleŜy stymulować rozwijanie rozwiązań innowacyjnych, np. finansowanie przez stronę
trzecią, skuteczniejsze oddziaływanie taryf i innych uregulowań dotyczących działalności
sieciowej dla zapewnienia efektywności końcowego zuŜycia, usuwać wszelkie zachęty do
zwiększania ilości przesyłanej energii. Państwa Członkowskie powinny spowodować
usunięcie z taryf zachęt do niepotrzebnego zwiększania ilości przesyłanej energii.
Podstawowy cel dyrektywy to „opłacalna ekonomicznie poprawa efektywności końcowego
wykorzystania energii w Państwie Członkowskim" realizowana poprzez:
• określenie celów wskaźnikowych oraz stworzenie mechanizmów, zachęt i ram
instytucjonalnych, finansowych i prawnych, niezbędnych dla usunięcia istniejących
barier rynkowych i niedoskonałości rynku, utrudniających efektywne wykorzystanie
energii;
• stworzenie warunków dla rozwoju i promowania rynku usług energetycznych oraz dla
dostarczania odbiorcom końcowym innych środków poprawy efektywności
energetycznej.
Dyrektywa definiuje pojęcie usługi energetycznej następująco: jest to „fizyczna korzyść,
udogodnienie lub poŜytek pochodzące z połączeń energii z technologiami efektywnymi
energetycznie lub z działaniem, które mogą obejmować czynności, utrzymanie i kontrolę
niezbędne do świadczenia usługi na podstawie umowy i które, jak zostało udowodnione, w
normalnych warunkach prowadzi do sprawdzalnej i wymiernej lub moŜliwej do oszacowania
poprawy efektywności energetycznej lub oszczędności energii pierwotnej".
Dyrektywa obliguje dystrybutorów energii, operatorów systemu i przedsiębiorstwa zajmujące
się sprzedaŜą detaliczną energii do przedstawiania na Ŝądanie, nie częściej niŜ raz w roku,
zagregowanych danych statystycznych dotyczących ich odbiorców wyznaczonym organom
lub podmiotom. Dane te mają słuŜyć formułowaniu programów poprawy efektywności
energetycznej oraz monitorowaniu usług energetycznych i innych środków słuŜących
poprawie efektywności energetycznej.
Państwa Członkowskie mogą tworzyć fundusze w celu subsydiowania realizacji programów i
innych środków poprawy efektywności energetycznej oraz promowania rozwoju rynku tych
środków. Środki te obejmują audyty energetyczne, instrumenty finansowe, ulepszone
dokonywanie pomiarów za pomocą liczników oraz rachunki za energię, zawierające
zrozumiałe informacje.
W dniu 19 października 2006 r. Komisja Europejska przedstawiła plan działania dla
zaoszczędzenia 20% energii [9], jest to jak podkreślono sprawą kluczową dla Europy i moŜe
spowodować obniŜkę kosztów zuŜycia energii o ponad 100 mld euro rocznie jak to stwierdził
komisarz Andris Piebalgs. Wskazano na potrzebę ustalenia norm zuŜycia energii przez
urządzenia i sprzęt pobierający energię, ale dotyczy to teŜ budynków i usług energetycznych.
W planie wzywa się do stworzenia właściwych i przewidywalnych sygnałów cenowych,
niezbędnych do racjonalizacji zuŜycia energii oraz poprawy ogólnych wyników
gospodarczych.
Prawodawstwo polskie jest w zasadzie zgodne z postanowieniami przywołanej tutaj
dyrektywy UE. Na problem oszczędnego i racjonalnego uŜytkowania energii zwraca się juŜ
uwagę w art. 1.2 ustawy Prawo energetyczne [18], w którym stwierdza się, Ŝe „Celem ustawy
jest tworzenie warunków do zrównowaŜonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa
energetycznego, oszczędnego i racjonalnego uŜytkowania paliw i energii, ... i minimalizacji
kosztów". Podkreślone to zostało takŜe w art. 15, w którym przewiduje uwzględnianie w
załoŜeniach polityki energetycznej państwa „politykę racjonalizacji paliw i energii,
szczególnie
przy
uwzględnieniu
promocji
energooszczędnego
budownictwa".
Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii
elektrycznej10) w swoich planach rozwoju powinny przewidywać przedsięwzięcia
racjonalizujące zuŜycie paliw i energii u odbiorców. Wskazano w ustawie moŜliwość
uwzględniania kosztów współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne
przedsięwzięć i usług, zmierzających do zmniejszenia zuŜycia paliw i energii i stanowiących
ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
Podsumowanie
Mimo, jak by się wydawało, spełnienia wszystkich uwarunkowań, aby działania nad poprawą
efektywności energetycznej, w tym związane z DSM, były rozwijane, tak się niestety nie
dzieje w stopniu zadowalającym. Występuje szereg czynników hamujących te działania,
wśród nich wymienić między innymi moŜna:
• brak uregulowań prawnych dotyczących udziału dostawcy oraz uŜytkowników energii
w kosztach i zyskach z tytułu wdraŜanych programów;
• stosowanie ograniczeń w sprzedaŜy energii odbiorcom finalnym na zasadach
rynkowych,
• regulacje przenoszące na dostawcę całość ryzyka i kosztów wynikających ze
zmienności cen energii na rynku hurtowym;
• reagowalność konsumentów na sygnały emitowane przez programy DSM, która jest
rezultatem postrzegania własnych korzyści;
• waŜne dla nowych obszarów zastosowań DSM jest wykorzystywanie nowych
technologii w kształtowaniu poboru mocy przez odbiorców;
• brak innowacyjności w projektowaniu nowych rozwiązań taryf elektrycznych,
zwiększających redagowalność na sygnały, jakie one emitują;
• błędy w kształtowaniu struktury taryf elektrycznych;
• brak szerokiej akcji informacyjnej prowadzonej przez dostawców energii.
A przecieŜ - trawestując podtytuł waŜnego dokumentu unijnego - moŜna zrobić tak wiele
małym kosztem. I niech to będzie nie tylko chwytliwym hasłem.
PRZYPISY
1)
Dyrektywa [4] definiuje oszczędność energii jako „ilość zaoszczędzonej energii ustaloną
poprzez pomiar lub oszacowanie zuŜycia przed i po wdroŜeniu jednego lub kilku środków
poprawy efektywności energetycznej przy jednoczesnym zapewnieniu normalizacji
warunków zewnętrznych wpływających na zuŜycie energii" oraz efektywność energetyczną
jako „stosunek uzyskanych wyników, ustug lub energii do wktadu energii"; natomiast
poprawę efektywności energetycznej jako „zwiększenie efektywności końcowego
wykorzystania energii dzięki zmianom technologicznym, gospodarczym lub zmianom
zachowań".
2)
Z ang. Demand Side Management.
3)
Z ang. Life-Line Rates (LLR).
4)
Jest to istotny warunek praktycznego zastosowania takiej taryfy.
5)
Taryfy wielostrefowe, z ang. Time-of-Use (TOU), podobnie jak taryfy czasu rzeczywistego
nazywane są często taryfami dynamicznymi.
6)
Z ang. Critical Peak Pricing (CPP), w USA stosuje się stawki „krytyczne" przewyŜszające
standardowe stawki taryfowe nawet 45-krotnie [1].
7)
Z ang. Interruptible Electricity Rates (IER).
8)
W taryfie czasu rzeczywistego (z ang. Real-Time-Pricing, RTP) moŜe występować takŜe
dodatkowa opłata, ustalana oddzielnie dla kaŜdego okresu rozliczeniowego, gwarantująca
pokrycie kosztów związanych z dostawą energii grupie odbiorców korzystającym z taryfy
RTP [1, 12].
9)
Profilowanie moŜe być stosowane równieŜ przy projektowaniu taryf TOU, jako podejście
bardziej efektywne niŜ korzystanie z uśrednionych wartości popytu.
10)
Dotyczy to równieŜ paliw gazowych i ciepła.
LITERATURA
[1] Boisvert R. N., Cappers R, Goldman C, Neenan B., Hopper N.: Customer Response to
RTP in Competitive Markets: A Study of Niagara Mohawk's Standard Offer Tariff, The
Energy Journal, 2007, Vol. 28, No. 1,pp. 53-74
[2] BorsteinS., Jaske M., Rosenfeld A.: Dynamie Pricing, Advanced Metering and Demand
Response in Electricity Markets, Center for the Study of Energy Markets, October 2002
[3] Didden M. H., D'haeseleer W. D.: Demand Side Management in a Competitive European
Market: Who Should Be Responsible for Its Implementation? Energy Policy 31 (2003), 13071314
[4] Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w
sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych oraz
uchylająca dyrektywę Rady 93/76/EWG
[5] Faruqui A.: Toward Post-Modern Pricing of Electricity, The Electricity Journal, July 2003
[6] Faruqui A., George S.S.: The Value of Dynamie Pricing in Mass Markets, The Electricity
Journal, July 2002, 45-55
[7] Gehring K.L.: Can Yesterday's Demand-Side Management Lessons Become Tomorrow's
Market Solutions, The Electricity Journal, June 2002, 63-69
[8] Graves F.C., Read E.G., Hanser P.Q., Earle R.L.: One-Part Markets for Electric Power:
Ensuring the Benefits of Competition, w Power Systems Restructuring, Engineering and
Economics, 243-280, Kluwer Academic Publishers, 1998
[9] http://ec.europa.eu/energy
[10] International Energy Agency: Word Energy Outlook, IEA/OECD, Paris 2007.
[11] Komisja Wspólnot Europejskich: Pakiet energetyczny (The Energy
Package), Bruksela 10.01.2007. http://ec.europa.eu/energ/energy_policy/index_en
[12] O'Sheasy M.T.: Demand Response: Not Just Rhetoric, It Can Truly Be the Silver Bullet,
The Electricity Journal, November 2003, 48-60
[13] Polityka Energetyczna Polski do 2025 r., dokument przyjęty przez Radę Ministrów 4
stycznia 2005 r.
[14] Program dla elektroenergetyki z dnia 27 marca 2006 r.
[15] Ryś M, Wilczyński A.: Badanie efektywności oddziaływania taryf na zuŜycie energii
elektrycznej, Przegląd Elektrotechniczny 2006, nr 9, s. 82-83
[16] Schweppe F.C., Caramanis M.C., Tabors R.D., Bohn R.E.: Spot Pricing of Electricity,
Kluwer Academic Publisher Boston/ Dordrecht/London, 1997
[17] Takahashi K., Maliszewski M., Davriu A., Wallace R, Salvaderi L., Watanabe T: New
Demand Side Technologies and Their Impacts on Power System Planning, ELECTRA No.
183, April 1999, 117-123
[18] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (z późniejszymi zmianami)
[19] Wilczyński A.: Systemy taryfowe jako narzędzie ekonomicznego sterowania
zapotrzebowaniem na moc i energię elektryczną, Wydawnictwo Politechniki Wrocławskiej,
Wrocław 1990