docOpracowanie raportu z realizacji zadania szczegółowego
download 
Reklamacja Transkrypt
Opracowanie raportu z realizacji zadania szczegółowego
Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce ETAP IV: Opracowanie raportu z realizacji zadania szczegółowego Opracowanie w ramach wykonane umowy nr na zlecenie DO/411/BK/2008 PSE Operator zawartej S.A. pomiędzy PSE Operator S.A. a Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii spółka z ograniczoną odpowiedzialnością („CATA”) Konstancin-Jeziorna, 28 maja 2010 roku Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Streszczenie wyników prac W niniejszym opracowaniu, przedstawiono wybrane elementy wyników pracy pt.: Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce. Charakterystyka mechanizmów DSR Zarządzanie czy też sterowanie popytem (ang. Demand Side Management – DSM) polegające na identyfikowaniu, ocenie i wykorzystaniu źródeł (zasobów) po stronie popytu na energię elektryczną przez jej końcowych użytkowników zostało wprowadzone w początku lat 70-tych XX wieku. Wraz z wprowadzeniem zasad konkurencji na rynku energii elektrycznej zarządzanie odbiorem (ang. Load Management – LM) zaliczane do DSM zostało przekształcone na reakcję strony popytowej (DSR). Potencjał tkwiący w mechanizmach DSR 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, a jako jego główne cele należy zaliczyć: • Redukcję maksymalnych obciążeń szczytowych (typowo kilka godzin w ciągu roku, kiedy relacje ceny/koszty są wysokie). • Przesunięcie obciążeń pomiędzy różnymi porami dnia lub porami roku. • Dopasowanie obciążenia elektroenergetycznego. do aktualnych warunków pracy systemu Definicja reakcji strony popytowej DSR formułowana przez różne instytucje międzynarodowe, krajowe, bądź też przez operatorów systemów przesyłowych różni się w przypadku niektórych akcentów, niemniej zawsze oznacza dobrowolne, tymczasowe działanie odbiorcy (lub współdziałanie z operatorem) powodujące zmianę wielkości zapotrzebowania pod wpływem różnorodnych bodźców lub realizowane na podstawie umowy z użytkownikiem końcowym 1. Zgodnie z ENTSO-E reakcję strony popytowej charakteryzują następujące aspekty: 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). • Sygnały cenowe mogą pochodzić z rynku energii, rynku dnia bieżącego, rynku mocy regulacyjnej, rynku bilansującego lub też z taryf energii elektrycznej. • Działania, u podstaw których leży niezawodność systemu mogą pochodzić od operatora systemu przesyłowego lub operatorów systemów dystrybucyjnych i mogą być aktywowane ręcznie lub automatycznie. Definicja sformułowana w oparciu o opracowania zrzeszenia operatorów europejskich ENTSO-E. Strona 2 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE • Generacja rozproszona znajdująca się na obszarze odbiorców uczestniczących w programach DSR może być traktowana jako DSR. Biorąc pod uwagę powyższe aspekty programy DSR można generalnie podzielić na dwie grupy: • Programy bodźcowe (motywacyjne) z ang. Incentive-Based Programs – IBP. • Programy cenowe (taryfowe) z ang. Price-Based Programs – PBP. Programy bodźcowe pozwalają przede wszystkim na redukcję maksymalnych obciążeń szczytowych (typowo kilka godzin w ciągu roku), kiedy relacje ceny/koszty są wysokie na skutek zdarzeń takich jak awarie czy wzrost zapotrzebowania. Z tego względu są to programy dedykowane operatorom systemów elektroenergetycznych. Programy takie dostarczają operatorowi zasoby, które mogą być przez niego wykorzystane zarówno do bieżącego bilansowania podaży i popytu energii elektrycznej, jak również do zapewnienia krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Mogą to być przy tym zarówno programy, w których operator inicjuje działanie prowadzące do zredukowania mocy obciążenia odbiorcy, jak i programy wymagające od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu na podstawie zachęt cenowych oferowanych przez operatora lub sprzedawcę energii. Programy cenowe są programami dedykowanymi dla sprzedawców energii elektrycznej. Mają one na celu długoterminowe zwiększenie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, co można uzyskać wpływając na zachowania odbiorców energii w zakresie zużycia energii elektrycznej. Zachowania te powinny być ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużycia przez odbiorców energii elektrycznej, prowadzącej do dobowego wyrównania krzywej zużycia energii elektrycznej, a najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty i świadomość odbiorców. Uwarunkowania wdrożenia mechanizmów DSR w warunkach krajowych W krajach Unii Europejskiej u podstaw wprowadzenia mechanizmów DSR, w tym nowoczesnych systemów pomiarowych, traktowanych jako narzędzie techniczne, wspomagające określone, zamodelowane zachowania odbiorców, tkwi trzeci cel pakietu „3x20” Rady Europejskiej z marca 2007 r. tj. zwiększenie efektywności energetycznej państw UE do 2020 r. oraz dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych z kwietnia 2006 r. W przypadku uwarunkowań formalno-prawnych, w zakresie wspierania mechanizmów DSR przez ustawodawstwo unijne, należy zwrócić uwagę, że: 1. Ustawodawca wspólnotowy nie nakłada bezwzględnego nakazu zastosowania mechanizmów zarządzania popytem w stosunku do odbiorców. Powinny zostać zastosowane takie rozwiązania prawne, które umożliwią dokonywanie wyboru konsumentom. Oznacza to, że Państwa Członkowskie powinny dostosować zakres wdrożenia mechanizmów zarządzania popytem do osiąganych korzyści. Obowiązkiem Państw Członkowskich jest przy tym podejmowanie działań na rzecz Strona 3 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE promowania efektywności końcowego wykorzystania energii elektrycznej oraz wdrożenie efektywnych energetycznie taryf i innych instrumentów regulacyjnych. 2. Obowiązkiem operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) jest uwzględnianie, w procesie planowania rozbudowy sieci dystrybucyjnej, środków związanych z efektywnością energetyczną i zarządzaniem popytem oraz wytwarzaniem rozproszonym. W przypadku polskiego ustawodawstwa brak jest wyraźnych uregulowań formalnoprawnych wspierających wdrożenie mechanizmów DSR – 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 2009 roku Politykę energetyczną Polski do 2030 r., 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”. Podstawowymi ograniczeniami, uniemożliwiającymi lub w znacznym ograniczającymi pełne wdrożenie mechanizmów DSR w warunkach krajowych są: stopniu 1. Obecny system opomiarowania, oparty w dużej mierze na licznikach indukcyjnych, który uniemożliwia wdrożenie programów DSR opartych na taryfach wielostrefowych dla wszystkich odbiorców oraz znacznie ogranicza wdrożenie bodźcowych programów DSR. 2. Regulacja cen dla odbiorców z grupy taryfowej G, która ogranicza wdrożenie cenowych programów DSR dla gospodarstw domowych. Należy jednak podkreślić, że wdrożenie inteligentnego systemu opomiarowania (smart metering) nie jest warunkiem wystarczającym umożliwiającym pełną implementację mechanizmów DSR w warunkach krajowych. Równie ważne jest zapewnienie technicznych i organizacyjnych warunków umożliwiających efektywne wykorzystanie gromadzonych danych pomiarowych przez operatorów systemów. Najistotniejszym tego elementem jest zapewnienie sprzedawcom, a przede wszystkim odbiorcom dostępu do rzeczywistych danych pomiarowych i informacji o kosztach zużywanej przez nich energii elektrycznej. Z powyższych względów realizowany równolegle projekt mający na celu Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych 2 zakłada utworzenie nowego podmiotu – 2 Projekt realizowany przez HP Polska Sp. z o. o. na zlecenie PSE Operator S.A. Strona 4 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Niezależnego Operatora Pomiarów (NOP), który prowadząc centralne repozytorium danych pomiarowych rynku energii będzie realizował funkcje centrum wymiany danych pomiędzy podmiotami rynku energii elektrycznej w zakresie pomiarów. Warunkiem koniecznym wdrożenia mechanizmów DSR, w szczególności programów taryfowych, jest natomiast aby sprzedawcy energii elektrycznej mieli możliwość indywidualnego kształtowania taryf energii elektrycznej i dostosowywania ich do potrzeb swoich klientów (odbiorców). Rynek energii elektrycznej w Polsce jest już w wielu segmentach wolny od regulacji. Wytwórcy zostali zwolnieni z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia jeszcze w 2001 roku. Od stycznia 2008 roku nie są zatwierdzane taryfy dla sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom przemysłowym. Grupa taryfowa G stanowi ostatnią grupę odbiorców, dla których ceny energii pozostają regulowane. Wolumen sprzedaży w tej grupie kształtuje się na poziomie 25% całkowitego wolumenu sprzedaży energii elektrycznej w kraju. Taryfowaniu podlegają (i podlegać będą) sektory przesyłania i dystrybucji, jako obszary monopolu naturalnego. W ocenie Prezesa URE zwolnienie z obowiązku zatwierdzania taryf cen energii w segmencie gospodarstw domowych nie jest jeszcze możliwe. Sprzedaż energii elektrycznej bez obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzenia będzie możliwa dopiero, gdy spełnione zostaną trzy główne warunki: 1. Zmiana zasad działania rynku energii elektrycznej prowadząca do wzrostu płynności obrotu energią na rynku hurtowym i obiektywizacji wyceny energii elektrycznej. 2. Zapewnienie ochrony odbiorców przed nadmiernym ryzykiem, w tym szczególnie ryzykiem nieuzasadnionego wzrostu cen. 3. Wzmocnienie możliwości oddziaływania Prezesa URE na kształt relacji rynkowych oraz zachowania poszczególnych przedsiębiorstw energetycznych, w szczególności tych o znaczącej pozycji rynkowej. Proponowane mechanizmy DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej Należy jednak stwierdzić, iż pomimo występujących ww. ograniczeń możliwe jest rozpoczęcie procesu wdrażania proponowanych mechanizmów DSR w obecnych warunkach. Aktualnie odbiorcy zaliczani do grup taryfowych A, B i C w dużej części posiadają układy pomiarowe umożliwiające weryfikację wykonanej redukcji. Od stycznia 2008 roku nie są też zatwierdzane taryfy dla sprzedaży energii elektrycznej w ww. grupach odbiorców. W celu wdrożenia proponowanych programów DSR w warunkach krajowych, poza spełnieniem uwarunkowań technicznych udziału użytkowników systemu w proponowanych programach, muszą dodatkowo zaistnieć odpowiednie bodźce ekonomiczne skierowane do odbiorców energii elektrycznej. Najistotniejszym czynnikiem powodującym, że odbiorca przystąpi do danego programu są korzyści ekonomiczne jakie odbiorca może osiągnąć z tytułu uczestnictwa w danym programie oraz świadomość odbiorcy, że redukując swoje obciążenie, czy też przesuwając je w czasie, przyczynia się do poprawy warunków bilansowania lub poprawy bezpieczeństwa dostaw systemu elektroenergetycznego, powodując w ten sposób Strona 5 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE obniżenie całkowitych kosztów dostaw energii elektrycznej, co w rezultacie może mieć pozytywny wpływ na wysokość taryfy przesyłowej i dystrybucyjnej. W warunkach krajowych możliwe jest wdrożenie programów DSR dedykowanych zarówno operatorowi systemu przesyłowego (OSP) jak i sprzedawcom energii. W przypadku OSP szczególnie atrakcyjne są programy DSR, których oddziaływanie na system można wykorzystać w trakcie planowania oraz prowadzenia jego ruchu. Programy te należą do grupy programów bodźcowych, przy czym mogą to być zarówno programy, w których operator inicjuje działanie prowadzące do zredukowania mocy obciążenia odbiorcy, jak i programy wymagające od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu na podstawie zachęt cenowych. Spośród różnych programów DSR z tej grupy, jako programy dedykowane OSP zarekomendowano: 1. Programy przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (EDRP). 2. Taryfy z wyłączeniem (ICR). 3. Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC). Wyżej wymienione, proponowane do wdrożenia w warunkach krajowych, programy DSR, polegające na redukcji maksymalnych obciążeń szczytowych, umożliwiają OSP wykorzystanie istniejących zasobów strony popytowej do bieżącego bilansowania podaży i popytu energii elektrycznej, jak również do zapewnienia krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Do ww. grupy programów DSR są zaliczane także programy polegające na składaniu przez stronę popytową ofert na ograniczenie obciążenia (program DBP) oraz na świadczeniu przez stronę popytową usług regulacyjnych (program ASMP). Pomimo tego, że wdrożenie tych programów jest możliwe w warunkach polskich, to nie jest ono rekomendowane. Wiąże się to z funkcjonującymi w Polsce rozwiązaniami rynkowymi oraz cechami i uwarunkowaniami dotyczącymi funkcjonowania ww. programów DSR. W warunkach krajowych dopuszczenie strony odbiorczej do składania ofert bilansujących nie powinno być rozpatrywane jako mechanizm DSR, ale jako kolejny element rozwoju mechanizmu bilansowania, w szczególności powinno to być rozpatrzone na etapie prowadzonych w ramach realizacji Polityki energetycznej Polski do 2030 roku prac nad przebudową architektury hurtowego rynku energii elektrycznej w Polsce. Programy regulacyjnych usług systemowych umożliwiają stronie popytowej świadczenie tych usług w zakresie rezerw mocy, na zasadach zbliżonych do usług świadczonych przez wytwórców. Mechanizm te nie są rekomendowane do wdrożenia w warunkach polskich przede wszystkim ze względu na brak odpowiedniego potencjału strony odbiorczej do świadczenia tego typu usług oraz ich wysoki koszt (w porównaniu z kosztem usług rezerw mocy świadczonych przez wytwórców). W przypadku sprzedawców energii elektrycznej, należy zarekomendować programy mające na celu długoterminowe zwiększenie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, co można uzyskać wpływając na zachowania odbiorców energii w zakresie zużycia energii elektrycznej. Zachowania te powinny być ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużycia przez nich energii elektrycznej, prowadzącej do dobowego Strona 6 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE wyrównania krzywej zużycia energii elektrycznej, a najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty i świadomość odbiorców. Najskuteczniejszym narzędziem do osiągnięcia tego typu celów wydają się być zatem programy DSR oparte na taryfach wielostrefowych, np.: 1. Taryfy wielostrefowe (TOU). 2. Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP). Rola proponowanych programów DSR w procesach planowania i prowadzenia ruchu Proponowane mechanizmy DSR będą mogły być stosowane przez OSP w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, w przypadkach braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy, jako: 1. Środek mający na celu usunięcie zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. W przypadkach zagrożenia bezpieczeństwa pracy KSE lub wystąpienia trudności z jego bieżącym zbilansowaniem OSP może ogłosić aktywację programów DSR. Planowana redukcja obciążenia wynikająca z deklaracji uczestników programu EDRP oraz z zawartych umów o świadczenie usługi redukcji obciążenia w przypadku programów typu ICR i DLC powinna zostać uwzględniona w procesie planowania pracy jednostek wytwórczych, jako zmiana prognozowanego zapotrzebowania KSE. 2. Mechanizm uzupełniający i poprzedzający wprowadzenie administracyjnych ograniczeń w poborze energii elektrycznej. Zgodnie ze znowelizowaną ustawą Prawo energetyczne wprowadzenie ograniczeń w poborze energii elektrycznej powinno zostać poprzedzone wszelkimi możliwymi działaniami przy wykorzystaniu dostępnych środków mających na celu usunięcie tego zagrożenia i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. Działania te powinny zostać realizowane przez OSP we współpracy z użytkownikami systemu elektroenergetycznego. Bodźcowe programy DSR są jednym z możliwych środków mających na celu usunięcie występującego zagrożenia. Rekomendacja dalszych działań Wdrażanie proponowanych programów DSR należy rozpocząć od programów pilotażowych, w ramach których możliwe będzie zweryfikowanie opracowanych zasad funkcjonowania tych programów w warunkach krajowych oraz oszacowanie zainteresowania strony popytowej świadczeniem usługi redukcji obciążenia. W procesie wdrażania należy uwzględnić działania przewidziane w Programie działań wykonawczych na lata 2009 – 2012 (Załącznik 3. do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku), w szczególności należy włączyć tematykę DSR do kampanii informacyjnych i edukacyjnych promujących racjonalne wykorzystanie energii oraz mechanizmy DSR jako narzędzia służące do poprawy Strona 7 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, przy jednoczesnym umożliwieniu podmiotom uczestniczącym w tych mechanizmach osiągnięcia korzyści finansowych (Działanie 1.10). Programy pilotażowe DSR powinny zostać przeprowadzone razem z programem pilotażowym w zakresie wdrożenia inteligentnego opomiarowania, przy czym wdrażanie programów DSR należy rozpocząć od wybranej grupy odbiorców posiadających układy pomiarowo-rozliczeniowe z godzinową rejestracją danych (grupy taryfowe A, B oraz częściowo C) oraz spełniających wymagane warunki techniczne dotyczące wielkości redukcji obciążenia, a następnie, wraz z rozwojem inteligentnego opomiarowania w ramach programu pilotażowego w tym zakresie, stopniowo rozszerzać liczbę uczestników programu (lub uruchamiać nowe programy). Przyjęte założenia dotyczące kolejności wdrożenia inteligentnego opomiarowania u odbiorców w ramach programu pilotażowego 3 zakładają, że w pierwszej kolejności będzie realizowane opomiarowanie odbiorców z grup taryfowych C2, a następnie C1 i G (ze względu na wielkość zużycia energii przez te grupy odbiorców). Powyższe założenie sprzyja wdrożeniu proponowanych programów DSR należących do OSP ze względu na stosunkowo duży potencjał w zakresie redukcji obciążenia ww. grup odbiorców. Umożliwi też sprzedawcom energii stosowanie zróżnicowanych cen energii w różnych strefach doby, a tym samym dopasowanie oferty cenowej do potrzeb odbiorców. Uruchomienie programów pilotażowych DSR powinno zostać poprzedzone opracowaniem i przeprowadzeniem ankiety wśród odbiorców, potencjalnych uczestników programów DSR oferowanych przez OSP, mającej na celu: 1. Ocenę zainteresowania potencjalnych uczestników programów DSR w świadczeniu usługi redukcji obciążenia (uczestniczenia w poszczególnych programach DSR). 2. Oszacowanie potencjału uczestników programów DSR w zakresie poszczególnych programów DSR. 3. Określenie możliwości technicznych potencjalnych uczestników programów DSR dotyczących ich udziału w poszczególnych programach DSR. 4. Określenie oczekiwań ekonomicznych w poszczególnych programach. odbiorców z tytułu uczestnictwa Przeprowadzenie ankiet pozwoli na opracowanie standardowych umów na świadczenie usług redukcji obciążenia oraz na weryfikację opracowanych zasad funkcjonowania programów DSR, w szczególności w zakresie: 3 • Zasad aktywacji harmonogramów. • Rozliczeń za świadczenie usługi redukcji obciążenia, a w szczególności zasad wyznaczania cen rozliczeniowych za świadczenie usługi redukcji obciążenia. i realizacji poszczególnych programów, w tym ich Na podstawie opracowania pt. Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych, wykonanego na zlecenie PSE Operator S.A. przez HP Polska Sp. z o. o. Strona 8 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Programy pilotażowe DSR powinny zostać przeprowadzone we współpracy z wybranym OSD, obejmując odbiorców z jego obszaru działania, przy czym przy wyborze obszaru kluczowe wydaje się skupienie na obszarach o dużej gęstości zaludnienia i na których występuje duża koncentracja potencjalnych uczestników programów DSR. Powinien to być także obszar, w którym występują trudności ze zbilansowaniem (zagrożony brakiem mocy). Ponadto, z punktu widzenia celów projektu powinien to być obszar, na którym działają aktywni sprzedawcy energii elektrycznej, którzy swoimi taryfami energii elektrycznej będą wspierali wdrożenie proponowanych programów DSR, dostarczając odbiorcom bodźców ekonomicznych do zmiany ich zachowań w zakresie zużycia energii elektrycznej. Strona 9 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE SPIS TREŚCI 1. WPROWADZENIE .............................................................................................................................. 13 2. CHARAKTERYSTYKA MECHANIZMÓW DSR ........................................................................................ 14 2.1. TYPY PROGRAMÓW DSR ....................................................................................................................... 15 2.1.1. Programy bodźcowe ................................................................................................................. 15 2.1.2. Programy taryfowe ................................................................................................................... 16 ROLA DSR W STEROWANIU SEE ............................................................................................................. 17 2.2. 3. UWARUNKOWANIA DOTYCZĄCE WDROŻENIA MECHANIZMÓW DSR ............................................... 19 3.1. UWARUNKOWANIA PRAWNE UNII EUROPEJSKIEJ ....................................................................................... 19 UWARUNKOWANIA KRAJOWE ................................................................................................................ 20 3.2. 3.2.1. Uwarunkowania prawne........................................................................................................... 20 3.2.2. Pozostałe uwarunkowania, w tym techniczne, organizacyjne, wynikające z systemu taryfowania ............................................................................................................................... 21 4. PROPONOWANE MECHANIZMY DSR DLA KRAJOWEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ ................... 23 4.1. ZASADY FUNKCJONOWANIA REKOMENDOWANYCH PROGRAMÓW DSR NALEŻĄCYCH DO OSP ............................. 27 4.1.1. Program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (EDRP) ........................................... 27 4.1.2. Taryfy z wyłączeniem (ICR)........................................................................................................ 32 4.1.3. Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC) ................................................................................ 36 ZASADY FUNKCJONOWANIA REKOMENDOWANYCH PROGRAMÓW DSR NALEŻĄCYCH DO SPRZEDAWCÓW ENERGII 4.2. ELEKTRYCZNEJ ..................................................................................................................................... 40 4.2.1. Taryfy wielostrefowe (TOU) ...................................................................................................... 40 4.2.2. Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) .................................................................................. 41 WSPARCIE TARYFOWYCH PROGRAMÓW DSR PRZEZ OPERATORÓW SIECIOWYCH............................................... 41 4.3. 5. PROGRAM WDROŻENIA PROGRAMÓW DSR DLA KRAJOWEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ ....... 42 5.1. PROGRAMY BODŹCOWE DSR ................................................................................................................. 43 5.1.1. Potencjalni uczestnicy programów bodźcowych DSR i wymagania wobec tych uczestników .. 43 5.1.2. Rola proponowanych programów DSR w procesach planowania i prowadzenia ruchu ......... 47 5.1.3. Proponowany program wdrożenia programów bodźcowych DSR ............................................ 48 PROGRAMY TARYFOWE DSR .................................................................................................................. 55 5.2. Strona 10 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Niniejsze opracowanie stanowi podsumowanie prac realizowanych w ramach zadania szczegółowego pt. Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce. Zadanie zostało wykonane na podstawie zamówienia szczegółowego nr 014/CATA/C2/2009 realizowanego w ramach umowy nr DO/411/BK/2008 zawartej pomiędzy PSE Operator S.A. a Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością („CATA”). Zadanie było realizowane etapowo, a w ramach poszczególnych etapów opracowano: 1. Etap I – Przegląd aktualnie stosowanych mechanizmów reakcji strony popytowej W ramach etapu I dokonano wprowadzenia do tematyki DSR, w tym przedstawiono różnice w definiowaniu tego działania przez różne instytucje na całym świecie oraz przedstawiono mechanizmy prawne dotyczące DSR w wybranych krajach. Następnie przedstawiono i sklasyfikowano podstawowe typy mechanizmów i programów DSR oraz omówiono rolę tych mechanizmów w sterowaniu systemem elektroenergetycznym. Ponadto scharakteryzowano ogólne wymagania stawiane programom DSR i przedstawiono przykładowe rozwiązania różnego typu programów DSR stosowanych na świecie wraz z oceną efektów wprowadzenia mechanizmów DSR na funkcjonowanie rynków energii i systemów elektroenergetycznych. Przedstawiono także przykładowe możliwości wykorzystania generacji rozproszonej w ramach programów DSR. Ze względu na znacznie zawansowany rozwój programów DSR oraz dostępność danych dotyczących rynku energii większość danych ilustrujących przedstawioną analizę dotyczyła Stanów Zjednoczonych i Kanady. Ponadto w ramach etapu I przedstawiono także dane dotyczące wybranych krajów europejskich (Francja, Wielka Brytania, kraje skandynawskie, Włochy i Hiszpania). 2. Etap II – Koncepcja mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej W ramach etapu II przedstawiono koncepcję wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej oraz wyniki analiz dotyczących uwarunkowań wdrożenia tych mechanizmów, przy czym rozpatrywano unijne i krajowe uwarunkowania formalno-prawne, uwarunkowania wynikające ze struktury podmiotowej rynku energii i systemu taryfowania, możliwości techniczne i organizacyjne wdrożenia mechanizmów DSR. Dokonano także oszacowania potencjału reakcji strony popytowej, w tym przedstawiono wnioski dotyczące analiz zachowań konsumentów w Polsce na podstawie przeprowadzonych badań statystycznych. Na podstawie dokonanego w ramach etapu I przeglądu aktualnie stosowanych mechanizmów reakcji strony popytowej oraz wyników powyższych analiz, które pozwoliły zidentyfikować występujące uwarunkowania i ograniczenia w znacznym stopniu limitujące pełne wdrożenie mechanizmów DSR, sformułowano koncepcję mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii Strona 11 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE elektrycznej zawierającą rekomendację dla funkcjonowania mechanizmów DSR na krajowym rynku energii elektrycznej, w tym: zakres implementacji i program wdrożenia mechanizmów DSR w Polsce, zasady funkcjonowania rekomendowanych programów DSR, wymagania funkcjonalne dla układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami oraz oczekiwane efekty wprowadzenia rekomendowanych mechanizmów DSR. 3. Etap III – Szczegółowe rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE W ramach etapu III opracowano szczegółowe rozwiązania rekomendowanych w ramach etapu II mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej. Przedstawiono opis szczegółowych rozwiązań mechanizmów DSR dla KSE, na poziomie umożliwiającym ich dalszą implementację w regulacjach prawnych oraz odpowiednich regulaminach i instrukcjach, w tym: model biznesowy rynku usług DSR, zawierający określenie podmiotów uczestniczących w poszczególnych programach DSR i ich ról, model ekonomiczny kontraktowania i rozliczania usług DSR, rozwiązania techniczne, m.in. model i zakres wymiany informacji pomiędzy podmiotami rynku usług DSR, sposób działania układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter), wymagane rozwiązania legislacyjne umożliwiające pełne wdrożenie proponowanych programów DSR. W niniejszym opracowaniu, stanowiącym wynik prac etapu IV zadania szczegółowego, przedstawiono wybrane elementy wyników prac wcześniejszych etapów, w tym definicję i charakterystykę mechanizmów DSR oraz rolę tych mechanizmów w sterowaniu systemem elektroenergetycznym, uwarunkowania prawne dotyczące wdrożenia mechanizmów DSR w warunkach krajowych, w tym uwarunkowania wynikające z prawa Unii Europejskiej i z prawa krajowego. Przedstawiono również koncepcję mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej uwzględniającą występujące uwarunkowania formalno-prawne, organizacyjne, wynikające z modelu rynku energii elektrycznej i techniczne. Zaproponowano także działania mające na celu wdrożenie proponowanej koncepcji funkcjonowania mechanizmów DSR w warunkach krajowych. Strona 12 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 1. Wprowadzenie 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 można zaliczyć: 1. Efektywne wykorzystanie energii, czyli zmniejszenie zużycia energii elektrycznej. 2. Kształtowanie krzywej obciążenia, 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). 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 Management – LM) zaliczane do DSM zostało przekształcone na reakcję strony popytowej (DSR). Potencjał tkwiący w mechanizmach DSR 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. 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). • 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 elektroenergetycznego. do aktualnych warunków pracy systemu Definicja reakcji strony popytowej DSR formułowana przez różne instytucje międzynarodowe, krajowe, bądź też przez operatorów systemów przesyłowych różni się w przypadku niektórych akcentów, niemniej zawsze oznacza dobrowolne, tymczasowe Strona 13 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE działanie odbiorcy (lub współdziałanie z operatorem) powodujące zmianę wielkości zapotrzebowania pod wpływem różnorodnych bodźców lub realizowane na podstawie umowy z użytkownikiem końcowym 4. Zgodnie z ENTSO-E reakcję strony popytowej charakteryzują następujące aspekty: 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 także, że przymusowa redukcja obciążenia stosowana jako ostateczny środek mający na celu utrzymanie bezpieczeństwa dostaw i zapobieganie black-out nie jest uważana za reakcję strony popytowej. 2. 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. 4 Definicja sformułowana w oparciu o opracowania zrzeszenia operatorów europejskich ENTSO-E. Strona 14 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Cena P P1 P2 ∆P redukcja ceny D2 ∆Q S Zapotrzebowanie D1 Q1 Q 2 redukcja zapotrzebowania Q Rys.1. Efekt reakcji strony popytowej na ceny na rynku energii elektrycznej. W przypadku nieelastycznego popytu, któremu 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. 2.1. Typy programów DSR Programy DSR można generalnie podzielić na: • Programy bodźcowe (motywacyjne) z ang. Incentive-Based Programs (IBP). • Programy cenowe (taryfowe) z ang. Price-Based Programs (PBP). 2.1.1. Programy bodźcowe Do grupy programów bodźcowych zalicza się: Bezpośrednie sterowanie odbiorem (ang. direct load control – DLC) Program polega na zdalnym wyłączeniu urządzeń odbiorcy. Decyzja o wyłączeniu odbioru wynika z zaistnienia warunków zagrażających niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego, a czas pomiędzy przekazaniem polecenia dotyczącego wyłączenia urządzeń odbiorcy a ich wyłączeniem jest bardzo krótki – z reguły nie dłuższy niż 15 minut. Odbiorcy uczestniczący w programie bezpośredniego sterowania odbiorem w zamian za ograniczenie zapotrzebowania otrzymują zapłatę motywacyjną. Program ten poprzez redukcję zapotrzebowania odbiorcy może wpływać na redukcję całkowitego zapotrzebowania systemu. Najczęściej oferowane programy bezpośredniego sterowania odbiorem dotyczą urządzeń klimatyzacyjnych i grzewczych. Strona 15 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 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 bardzo wysokich cen energii na rynku hurtowym (a co za tym idzie niskiej niezawodności systemu). Programy typu ICR były tradycyjnie oferowane tylko największym odbiorcom przemysłowym (lub komercyjnym). Oferty strony popytowej na ograniczenie obciążenia/ 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 systemu 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 zawartą umową. 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 systemu wzywa do dokonania redukcji. 2.1.2. Programy taryfowe Do grupy programów cenowych zalicza się: Taryfy wielostrefowe (ang. time-of-use – TOU) W taryfie wielostrefowej (TOU), opłata za energię elektryczną zmienia się w cyklu dobowym, tygodniowym (dni robocze/weekendy), oraz sezonowo (lato/zima). 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 Strona 16 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 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). 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. 2.2. 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, takie jak: rodzaje ryzyka, rodzaje systemów motywacyjnych dla odbiorcy oraz metody pobudzania reakcji (odpowiedzi). Charakterystykę programów DSR uwzględniających powyższe kryteria przedstawiono w tabeli 1. 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. Planowanie oraz sterowanie pracą systemu elektroenergetycznego obejmuje różne skale czasowe od lat do minut, czy sekund. Rola, jaką odgrywają programy DSR w procesach planowania oraz sterowania pracą systemu elektroenergetycznego zależy od czasu reakcji odbiorcy. Przykładowo, taryfy czasu rzeczywistego (RTP) czy też programy licytacji popytu (DBP) oddziałują na plany i harmonogramy wytwarzania w zakresie rynku dnia następnego, podczas Strona 17 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE gdy taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) oraz programy taryf z wyłączeniem (ICR) oddziaływają na rozdział obciążeń, a tym samym mają wpływ na sterowanie bieżące realizowane w czasie rzeczywistym. Taryfy wielostrefowe (TOU) nie wywołują tak szybkiej reakcji, dlatego też mogą być postrzegane jako zasoby energetyczne wykorzystywane podczas procesu planowania pracy systemu elektroenergetycznego w perspektywie miesięcy poprzedzających fizyczne dostawy energii. Natomiast efektywność energetyczna może oddziaływać w zakresie długoterminowego planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego. Tabela 1. Charakterystyka programów DSR. Program DSR Rodzaj ryzyka System motywacyjny dla odbiorcy Strona uruchamiająca Wyzwalacz reakcji TOU cenowe oszczędność kosztów energii odbiorca brak CPP, TRP cenowe oszczędność kosztów energii odbiorca odbiorca ICR ilościowe (wielkość mocy) niższe taryfy (stawki), płatność za wykonanie odbiorca zawiadomienie DLC ilościowe płatność za wykonanie operator polecenie (sygnał sterujący) EDRP ilościowe płatność za wykonanie zwykle odbiorca zawiadomienie DBP cenowe płatność za wykonanie odbiorca zawiadomienie DBP (w ramach ASMP) wielkość (ilość) mocy płatność za wykonanie zwykle odbiorca zawiadomienie Cenowe programy DSR Efektywność energetyczna Taryfy wielostrefowe Taryfy dynamiczne RTP Taryfy dynamiczne RTP, CCP dostawa (redukcja) energii Lata Miesiąc Programy usług regulacyjnych Dzień poprzedni Oferty strony popytowej Dzień bieżacy Programy przeciwawaryjne Taryfy z wyłączeniem < 15 min Bezpośrednie sterowanie odbiorem Bodźcowe programy DSR Rys. 2. Rola DSR w planowaniu oraz sterowaniu systemem elektroenergetycznym. Strona 18 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 3. Uwarunkowania dotyczące wdrożenia mechanizmów DSR 3.1. Uwarunkowania prawne Unii Europejskiej W krajach Unii Europejskiej u podstaw wprowadzenia mechanizmów DSR, w tym nowoczesnych systemów pomiarowych, traktowanych jako narzędzie techniczne, wspomagające określone, zamodelowane zachowania odbiorców, tkwi trzeci cel pakietu „3x20” Rady Europejskiej z marca 2007 r. tj. zwiększenie efektywności energetycznej państw UE do 2020 r. oraz dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych z kwietnia 2006 r. Postrzeganie przez Unię Europejską mechanizmów zarządzania popytem jako środka powodującego ograniczenie popytu na energię elektryczną, a przez to wp ływających na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego odzwierciedlono w dyrektywie 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r., dotyczącej środków gwarantujących bezpieczeństwo dostaw energii i inwestycji w infrastrukturę. W dyrektywie tej UE zobowiązała państwa członkowskie do podjęcia właściwych środków w celu utrzymania równowagi pomiędzy zapotrzebowaniem na energię elektryczną a dostępnością mocy wytwórczych (artykuł 5. dyrektywy). W tym celu państwa członkowskie mogą podjąć środki zachęcające do: • Stosowania środków oszczędzania energii. • Przyjęcia technologii zarządzania popytem w czasie rzeczywistym, takie jak zaawansowane systemy pomiarowe. Dyrektywa 2006/32/WE dotycząca efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych wskazuje jako główne cele dla Państw Członkowskich 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). Stosunkowo szeroko, tematyka związana z efektywnością energetyczną i zarządzaniem popytem została uwzględniona w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r., dotyczącej wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 2003/54/WE. 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 (...); Strona 19 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 2. Zarządzanie popytem jest jednym ze środków umożliwiającym osiągnięcie celów spójności społecznej i gospodarczej oraz ochrony środowiska. W przypadku uwarunkowań formalno-prawnych, w zakresie wspierania mechanizmów DSR przez ustawodawstwo unijne, należy także zwrócić uwagę, że: 1. Ustawodawca wspólnotowy nie nakłada bezwzględnego nakazu zastosowania mechanizmów zarządzania popytem w stosunku do odbiorców. Powinny zostać zastosowane takie rozwiązania prawne, które umożliwią dokonywanie wyboru konsumentom. Odbiorca ma mieć możliwość odpowiadania na bodźce rynkowe i odpowiedniego dostosowywania do nich swojej konsumpcji. Oznacza to, że Państwa Członkowskie powinny dostosować zakres wdrożenia mechanizmów zarządzania popytem do osiąganych korzyści. Obowiązkiem Państw Członkowskich jest przy tym podejmowanie działań na rzecz promowania efektywności końcowego wykorzystania energii elektrycznej oraz wdrożenie efektywnych energetycznie taryf i innych instrumentów regulacyjnych. 2. Obowiązkiem operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) jest uwzględnianie, w procesie planowania rozbudowy sieci dystrybucyjnej, środków związanych z efektywnością energetyczną i zarządzaniem popytem oraz wytwarzaniem rozproszonym. Oznacza to, że rolą operatorów jest stworzenie odpowiedniej infrastruktury technicznej umożliwiającej odbiorcom dostęp do informacji o bieżącej konsumpcji energii elektrycznej. 3.2. Uwarunkowania krajowe 3.2.1. Uwarunkowania prawne W przypadku polskiego ustawodawstwa brak jest wyraźnych uregulowań formalnoprawnych wspierających wdrożenie mechanizmów DSR – 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 2009 roku Politykę energetyczną Polski do 2030 r., 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”. Strona 20 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 3.2.2. Pozostałe uwarunkowania, w tym techniczne, organizacyjne, wynikające z systemu taryfowania Podstawą wdrożenia mechanizmów DSR jest możliwość rejestracji pobieranej przez odbiorców energii elektrycznej w określonych jednostkach czasu (co najmniej w odstępach godzinowych). Obecnie jedynie odbiorcy przyłączeni do podstawowego obszaru rynku bilansującego, reprezentujący I grupę przyłączeniową (grupa taryfowa A) oraz niektórzy odbiorcy z pozostałych grup przyłączeniowych i taryfowych mają możliwość godzinowej rejestracji zużywanej przez nich energii. Obecny system opomiarowania, oparty w dużej mierze na licznikach indukcyjnych nie daje wystarczających informacji zarówno dla samych odbiorców energii, jak i dla pozostałych uczestników rynku energii elektrycznej, umożliwiających uczestnictwo w programach DSR. Ogranicza to w znacznym stopniu możliwość wdrożenia programów DSR, w szczególności programów taryfowych. Ponadto, z punktu widzenia wdrożenia mechanizmów DSR w warunkach krajowych duże znaczenie mają uwarunkowania związane z: • Przyłączeniem do sieci – z którym związane są wymagania dotyczące urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych, w tym w zakresie rejestracji pobieranej energii i transmisji danych. Mają one duże znaczenie ze względu na uwarunkowania zachowań odbiorców oraz na efektywność zużycia przez nich energii elektrycznej. • Systemem taryfowania energii elektrycznej – taryfy energii elektrycznej, dostarczające odbiorcom jasnych sygnałów cenowych oraz informacje zwrotne dotyczące zużycia energii, uzyskane za pomocą bilingów i inteligentnych mierników, umożliwiają odbiorcom efektywne wykorzystanie energii elektrycznej. Zgodnie z rozporządzeniem MG z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego wymagania stawiane układom pomiarowym w procesie przyłączenia do sieci elektroenergetycznej są określone w warunkach przyłączenia do sieci i umowie o przyłączenie. Zmiana sposobu pomiaru energii wymaga zmiany warunków przyłączenia i zawarcia nowej umowy o przyłączenie, co jest znacznym ograniczeniem w sposobie zarządzania układami pomiarowymi. Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych określone ww. rozporządzeniu dotyczą urządzeń przyłączanych do sieci lub modernizowanych. Dla urządzeń już istniejących i funkcjonujących przepisy prawne nie przewidują żadnego okresu przejściowego, po którym te urządzenia powinny zostać wymienione. Ponadto, dla odbiorców o mocy umownej nie większej niż 40 kW, to OSD decyduje o konieczności instalowania urządzeń pomiaroworozliczeniowych umożliwiających rejestrację, przechowywanie i transmisję danych o zużyciu energii elektrycznej. Kolejnym zagadnieniem mając wpływ na możliwość wdrożenia mechanizmów DSR w warunkach krajowych jest własność urządzeń pomiaroworozliczeniowych. Zgodnie z obowiązującym prawem OSD instaluje, na własny koszt, układ pomiarowo-rozliczeniowy tylko w przypadku odbiorców zaliczonych do grup przyłączeniowych IV-VI, zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV. W oparciu o powyższe ukształtowała się praktyka, iż koszty instalacji układów i systemów pomiarowo-rozliczeniowych w stosunku do innych podmiotów niż wskazane wprost Strona 21 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE w przepisach ponoszą te podmioty a nie odpowiedni operatorzy systemów. Problemem jaki się rodzi przy ustaleniu innych relacji w tym zakresie jest problem kosztów ponoszonych przez operatorów systemów w związku z wymianą urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych i możliwość uznania tych kosztów przez Prezesa URE za koszty uzasadnione, przenoszone w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego. Ponadto podmioty przyłączane do sieci (lub przyłączone – w przypadku modernizacji układów pomiarowo-rozliczeniowych) musiałyby wyrazić zgodę aby urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe stanowiły własność operatora systemu. W związku z brakiem wystarczającej jednoznaczności uregulowań prawnych w tym zakresie wydaje się koniecznym nadanie tym rozwiązaniom większej szczegółowości, tak aby jednoznacznie określić wszystkie elementy systemów pomiarowo-rozliczeniowych. Należy dodać, że wprowadzenie nowych rozwiązań w zakresie wymiany układów pomiarowych u odbiorców jest możliwe nawet w istniejących uwarunkowaniach prawnych. Z informacji uzyskanych od Vattenfall Distribution Poland S.A. wynika, że na podstawie umów z odbiorcami spółka ta dokonała na własny koszt wymiany urządzeń i systemów pomiarowych niektórym odbiorcom z grup przyłączeniowych I-III, stając się, na mocy tych umów, właścicielem tych urządzeń. Kolejnym problemem jest własność danych pomiarowo-rozliczeniowych. Obecna ustawa Prawo energetyczne nakłada na OSD obowiązek pozyskiwania, przechowywania, przetwarzania i udostępniania danych pomiarowych dla energii elektrycznej pobranej przez odbiorców wybranym przez nich sprzedawcom i podmiotom odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe oraz operatorowi systemu przesyłowego. Ustawa nie przewiduje obowiązku udostępniania historycznych danych pomiarowo-rozliczeniowych sprzedawcom, którzy chcieliby przygotować konkurencyjne oferty dla odbiorców, obsługiwanych przez innych sprzedawców. Może to prowadzić do pewnego ograniczenia konkurencji i uniemożliwiać możliwie najlepsze dostosowanie taryfowych programów DSR do poszczególnych odbiorców/ grup odbiorców. Należy jednak podkreślić, że wdrożenie inteligentnego systemu opomiarowania (smart metering) nie jest warunkiem wystarczającym umożliwiającym pełną implementację mechanizmów DSR w warunkach krajowych. Równie ważne jest zapewnienie technicznych i organizacyjnych warunków umożliwiających efektywne wykorzystanie gromadzonych danych pomiarowych przez operatorów systemów. Najistotniejszym tego elementem jest zapewnienie sprzedawcom, a przede wszystkim odbiorcom, dostępu do rzeczywistych danych pomiarowych i informacji o kosztach zużywanej przez nich energii elektrycznej. Z powyższych względów realizowany równolegle projekt mający na celu Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych 5 zakłada utworzenie nowego podmiotu – Niezależnego Operatora Pomiarów (NOP), który prowadząc centralne repozytorium danych pomiarowych rynku energii będzie realizował funkcje centrum wymiany danych pomiędzy podmiotami rynku energii elektrycznej w zakresie pomiarów. 5 Projekt realizowany przez HP Polska Sp. z o. o. na zlecenie PSE Operator S.A. Strona 22 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Warunkiem koniecznym wdrożenia mechanizmów DSR, w szczególności programów taryfowych, jest, aby sprzedawcy energii elektrycznej mieli możliwość indywidualnego kształtowania taryf energii elektrycznej i dostosowywania ich do potrzeb swoich klientów (odbiorców). Rynek energii elektrycznej w Polsce jest już w wielu segmentach wolny od regulacji. Wytwórcy zostali zwolnieni z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia jeszcze w 2001 roku. Od stycznia 2008 roku nie są zatwierdzane taryfy dla sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom przemysłowym. Grupa taryfowa G stanowi ostatnią grupę odbiorców, dla których ceny energii pozostają regulowane. Wolumen sprzedaży w tej grupie kształtuje się na poziomie 25% całkowitego wolumenu sprzedaży energii elektrycznej w kraju. Taryfowaniu podlegają (i podlegać będą) sektory przesyłania i dystrybucji, jako obszary monopolu naturalnego. W ocenie Prezesa URE zwolnienie z obowiązku zatwierdzania taryf cen energii w segmencie gospodarstw domowych nie jest jeszcze możliwe. Sprzedaż energii elektrycznej bez obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzenia będzie możliwa dopiero, gdy spełnione zostaną trzy główne warunki: • Zmiana zasad działania rynku energii elektrycznej prowadząca do wzrostu płynności obrotu energią na rynku hurtowym i obiektywizacji wyceny energii elektrycznej. Zasadnicza zmiana tego stanu rzeczy może nastąpić, gdy wzrośnie wolumen obrotu energią na towarowych giełdach energii. • Zapewnienie ochrony odbiorców przed nadmiernym ryzykiem, w tym szczególnie ryzykiem nieuzasadnionego wzrostu cen. Poprawa w tym zakresie może nastąpić po wprowadzeniu w życie rozwiązań wsparcia dla odbiorcy słabego ekonomicznie (tzw. odbiorcy wrażliwego). • Wzmocnienie możliwości oddziaływania Prezesa URE na kształt relacji rynkowych oraz zachowania poszczególnych przedsiębiorstw energetycznych, w szczególności tych o znaczącej pozycji rynkowej. Biorąc powyższe pod uwagę, należy jednak stwierdzić, iż pomimo występujących ww. ograniczeń możliwe jest rozpoczęcie procesu wdrażania mechanizmów DSR dla wybranych grup odbiorców energii elektrycznej w obecnych warunkach. 4. Proponowane mechanizmy DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej W Polsce istnieje dotychczas niewykorzystany potencjał strony popytowej możliwy do wykorzystania w celu poprawy zarówno warunków bilansowania systemu elektroenergetycznego jak i zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej zarówno w horyzoncie krótkoterminowym jak i długoterminowym. Analiza obecnej konsumpcji energii elektrycznej odbiorców przyłączonych do KSE wykazuje, oprócz ciągłego wzrostu zużycia energii elektrycznej w przeliczeniu na odbiorcę, pewne prawidłowości w profilach tej konsumpcji. W każdej dobie obserwujemy występowanie znacznych różnic w poborze energii Strona 23 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE elektrycznej w różnych jej godzinach – występują wyraźne szczyty i doliny zapotrzebowania na energię. Dodatkowo występuje sezonowa zmienność zapotrzebowania na energię elektryczną – w miesiącach letnich szczyt zapotrzebowania występuje w godzinach przedpołudniowych, a w miesiącach zimowych w godzinach popołudniowych. Na rys.3 przedstawiono przebiegi zapotrzebowania KSE w dniach, w których wystąpiło minimalne i maksymalne krajowe zapotrzebowanie na moc w 2009 roku. Analiza zamieszczonych na rys. 3 przebiegów pozwala zobaczyć, iż różnica pomiędzy szczytowym a najmniejszym zapotrzebowaniem w KSE zwiększa się wraz ze wzrostem wartości szczytowego dobowego zapotrzebowania mocy. W przypadku KSE największe różnice w poziomie zapotrzebowania na moc w ciągu doby występują w okresie zimowym (listopad, grudzień, styczeń, luty), a najmniejsze w okresie letnim (maj, czerwiec, lipiec). Możliwe jest zatem zaproponowanie mechanizmów reakcji strony popytowej (mechanizmów DSR), które doprowadzą do obniżenia mocy szczytowej w KSE lub dobowego wyrównania zużycia energii elektrycznej. 24 593 24 000 22 000 21 grudnia 2009 20 000 [MW] 18 000 16 000 16 191 14 141 13 kwietnia 2009 r. 14 000 12 000 10 000 9 502 24:00 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 15:00 16:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 09:00 08:00 07:00 06:00 04:00 05:00 03:00 02:00 01:00 8 000 [Kolejne kwadranse doby] Rys. 3. Przebiegi zapotrzebowania w dniach, w których wystąpiło minimalne i maksymalne krajowe zapotrzebowanie na moc w 2009 roku. Istnieje zatem możliwość wdrożenia programów DSR dedykowanych zarówno operatorowi systemu przesyłowego (OSP) jak i sprzedawcom energii. W przypadku OSP szczególnie atrakcyjne są programy DSR, których oddziaływanie na system można wykorzystać w trakcie planowania oraz prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego. Programy takie dostarczają OSP zasoby, które mogą być przez niego wykorzystane zarówno do bieżącego bilansowania podaży i popytu energii elektrycznej, jak również do zapewnienia krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego w wyniku obniżenia jego mocy szczytowej. Mogą to być przy tym zarówno programy aktywne, w których operator inicjuje działanie prowadzące do zredukowania mocy obciążenia odbiorcy, jak i programy pasywne, wymagające od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu na podstawie zachęt cenowych oferowanych przez operatora lub sprzedawcę energii. Spośród opisanych w pkt 2. niniejszego opracowania różnych programów DSR, jako programy dedykowane OSP można zarekomendować trzy programy, zaliczane do grupy tzw. programów bodźcowych: Strona 24 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 1. Programy przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (EDRP) . 2. Taryfy z wyłączeniem (ICR) 3. Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC). Wyżej wymienione, proponowane do wdrożenia w warunkach krajowych, programy DSR, polegające na redukcji maksymalnych obciążeń szczytowych, umożliwiają OSP wykorzystanie istniejących zasobów strony popytowej do bieżącego bilansowania podaży i popytu energii elektrycznej, jak również do zapewnienia krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Pozostałe dwa spośród opisanych w pkt 2. niniejszego opracowania programów DSR: oferty strony popytowej na ograniczenie obciążenia (DBP) oraz programy rynku usług regulacyjnych (ASMP) są możliwe do wdrożenia w warunkach polskich, jednak ich wdrożenie w ramach mechanizmów DSR nie jest rekomendowane. Wiąże się to z funkcjonującymi w Polsce rozwiązaniami rynkowymi oraz poniżej przedstawionymi cechami i uwarunkowaniami dotyczącymi funkcjonowania ww. programów DSR. Oferty strony popytowej (DBP) Programy tego typu polegają na aktywnym uczestniczeniu dużych odbiorców w rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego. Oferty bilansujące, składane przez odbiorców i dotyczące redukcji obciążenia w poszczególnych godzinach doby są uwzględniane przez OSP w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, a kryterium ich doboru jest minimalizacja całkowitego kosztu pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną przy uwzględnieniu występujących ograniczeń systemowych. Do zalet tego typu programu, oprócz obniżenia (optymalizacji) kosztów bilansowania systemu elektroenergetycznego można zaliczyć ograniczenie siły rynkowej wytwarzania spowodowanego wprowadzeniem mechanizmów DSR. W warunkach krajowych dopuszczenie strony odbiorczej do składania ofert bilansujących nie powinno być rozpatrywane jako mechanizm DSR, ale jako kolejny element rozwoju mechanizmu bilansowania. Biorąc pod uwagę przewidywane w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku zadania z obszaru rozwoju konkurencyjnych rynków paliw i energii, w tym w szczególności działanie 5.1. określone w Programie działań wykonawczych na lata 2009 – 2012 (Załącznik 3. do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku), dotyczące wdrożenia nowego modelu rynku energii elektrycznej, polegającego m.in. na wprowadzeniu rynku dnia bieżącego, rynków: rezerw mocy, praw przesyłowych oraz zdolności wytwórczych, jak również mechanizmu zarządzania usługami systemowymi i generacją wymuszoną systemu, wdrożenie tego typu programu DSR powinno zostać rozpatrzone na etapie prowadzonych w ramach ww. działania prac nad przebudową architektury hurtowego rynku energii elektrycznej w Polsce. Ponadto z przeglądu mechanizmów DSR wykonanego w ramach I etapu zadania szczegółowego wynika, że pomimo dużej przejrzystości ekonomicznej programów DSR opartych na ofertach strony popytowej, z punktu widzenia operatora systemu, ten typ programów nie jest zalecany, ponieważ nie oferuje wiarygodnej oraz w pełni sterowalnej odpowiedzi strony popytowej. Strona 25 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Programy usług regulacyjnych (ASMP) Programy te umożliwiają stronie popytowej świadczenie regulacyjnych usług systemowych 6 w zakresie rezerw mocy, na zasadach zbliżonych do usług świadczonych przez wytwórców. Świadczenie takiej usługi odbywa się na podstawie odpowiedniej umowy zawartej pomiędzy odbiorcą a operatorem systemu, w której odbiorca zobowiązuje się do utrzymywania swoich urządzeń w stanie gotowości do świadczenia usługi rezerwy mocy. Wykorzystanie usługi następuje na polecenie operatora systemu i polega na redukcji obciążenia przez odbiorcę. Ponieważ odpowiedź układu regulacji musi być szybka (regulacja częstotliwości i mocy u operatorów PJM i ERCOT odbywa się w przedziałach 4-sekundowych), uczestnicy tych programów muszą być wyposażeni w odbiory, zdolne do szybkiej reakcji (redukcji obciążenia) oraz odpowiednie urządzenia pozwalające na odbiór sygnału regulacyjnego i automatyczną odpowiedź. Za świadczenie tego rodzaju usług odbiorcy otrzymują należności za utrzymywanie urządzeń w gotowości i za wykorzystanie usługi przez operatora systemu. Mechanizm ten nie jest rekomendowany do wdrożenia w polskich warunkach z następujących powodów: • Brak odpowiedniego potencjału strony odbiorczej do świadczenia tego typu usług, związany między innymi z brakiem odpowiednich urządzeń umożliwiających świadczenie takiej usługi. • Wysoki koszt usług w porównaniu z kosztem usług rezerw mocy świadczonych przez wytwórców (obecnie odstąpiono od stosowania w rozliczeniach z wytwórcami stawek za gotowość i wykorzystanie usług rezerw mocy (sekundowej i minutowej); utrzymywanie w gotowości urządzeń do świadczenia usługi rezerw mocy jest nieodpłatnym obowiązkiem wytwórców; w przypadku pracy jednostki wytwórczej z załączonym układem regulacji wytwórcy przysługuje należność za udział w regulacji). W przypadku sprzedawców energii elektrycznej, należy zarekomendować programy mające na celu długoterminowe zwiększenie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, co można uzyskać wpływając na zachowania odbiorców energii w zakresie zużycia energii elektrycznej. Zachowania te powinny być ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużycia przez nich energii elektrycznej, prowadzącej do dobowego wyrównania krzywej zużycia energii elektrycznej, a najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty i świadomość odbiorców. Najskuteczniejszym narzędziem do osiągnięcia tego typu celów wydają się być zatem programy DSR oparte na taryfach wielostrefowych, np.: 1. Taryfy wielostrefowe (TOU). 2. Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP). 6 Przykładem są operatorzy amerykańscy: PJM, ERCOT. Programy usług regulacyjnych stosowane przez tych operatorów zostały opisane w przeglądzie mechanizmów DSR zrealizowanych w ramach I etapu zadania szczegółowego. Strona 26 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 4.1. Zasady funkcjonowania rekomendowanych programów DSR należących do OSP Rekomendowane programy DSR, których właścicielem jest OSP, należą do grupy tzw. programów bodźcowych i polegają na redukcji maksymalnych obciążeń szczytowych, umożliwiając OSP wykorzystanie istniejących zasobów strony popytowej do zapewnienia krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. 4.1.1. Program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (EDRP) Program polega na dobrowolnym zmniejszeniu obciążenia przez odbiorcę w zamian za wynagrodzenie przysługujące według stawek ustalonych w programie. Przystąpienie do programu jest dobrowolne, uczestnik programu bierze w nim udział na podstawie umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranej z OSP. Uczestnikami programu EDRP mogą być: 1. URB typu odbiorca końcowy (URBOK) lub odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym (RB), dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP – udział bezpośredni. 2. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) typu odbiorca, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP – udział bezpośredni, jeżeli spełnia wymagania określone przez OSP, dotyczące warunków technicznych udziału w programie i wielkości wyłączanej/ redukowanej mocy, lub udział pośredni za pośrednictwem URB, o którym mowa w pkt 3. poniżej. 3. URB będący podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe odbiorców – funkcja agregatora (bezpośrednio lub za pośrednictwem sprzedawców energii) obsługiwanych odbiorców uczestniczących w programie w sposób pośredni: URD typu odbiorca i ewentualnie obsługiwanych odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, którzy nie prowadzą samodzielnie działalności na rynku bilansującym. Uczestników programu EDRP i zasady ich uczestnictwa w tym programie przedstawiono schematycznie na rys. 4. Strona 27 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE SIEĆ PRZESYŁOWA (OSP) B B URB URB URB (POB) (POB) (POB) P URBOK B B DSR (Program EDRP lub ICR) B P O Ten sam podmiot Sprzedawca P B P Sprzedawca O O B SIEĆ DYSTRYBUCYJNA (OSD) O Odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej i nie prowadzący samodzielnie działalności na RB może uczestniczyć w programie DSR w sposób bezpośredni lub pośredni O Odbiorca przyłączony do sieci dystrybucyjnej (URD typu odbiorca) może uczestniczyć w programie DSR w sposób bezpośredni lub pośredni P Udział odbiorcy w programie DSR należącym do OSP w sposób pośredni B Udział odbiorcy w programie DSR należącym do OSP w sposób bezpośredni Rys. 4. Zasady uczestnictwa odbiorców w programie EDRP (lub ICR). Aktywacja programu EDRP dokonywana jest przez OSP z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem, przy czym: 1. W dobie n-1, OSP, w przypadku stwierdzenia, w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy dla doby n, informuje uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n. Uczestnicy programu są informowani przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem systemu komunikacji ustalonego w programie 7. OSP podaje prognozowany okres, w którym program będzie aktywowany, określając jego godzinę początkową i końcową oraz prognozowaną wymaganą wielkość redukcji obciążenia w każdej godzinie okresu aktywacji programu. Dodatkowo, informacja o możliwości aktywacji programu może zawierać wymaganą wielkość redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach KSE. 2. OSP aktywuje program za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, podając godzinę jego aktywacji i zakończenia oraz wymaganą wielkość redukcji obciążenia (ewentualnie wymaganą wielkość redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach KSE) w każdej godzinie okresu aktywacji programu. Informacja o aktywacji programu musi być przekazana jego uczestnikom z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem. Uczestnik programu w odpowiedzi na informację o możliwości aktywacji programu dokonuje oceny swoich zasobów w ramach odpowiedzi strony popytowej i określa wielkość 7 Np. wiadomość e-mail do uczestników pod wskazane adresy poczty elektronicznej lub za pomocą automatycznego połączenia telefonicznego na podany numer kontaktowy (rozwiązanie stosowane przez operatora NYISO w jego programie EDRP). Strona 28 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE możliwej redukcji swojego obciążenia w wymaganym okresie, przekazując do OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, wielkość tej redukcji w poszczególnych godzinach aktywacji programu. Deklaracja uczestnika programu dotycząca wielkości możliwej redukcji powinna zostać przekazana do OSP w ciągu 2 godzin od ogłoszenia informacji o możliwości aktywacji programu. W zmodyfikowanej wersji programu EDRP deklaracja uczestnika programu może zawierać oprócz wielkości możliwej redukcji w każdej godzinie aktywacji programu także cenę za zrealizowanie tej redukcji. Weryfikacja zasad związanych z zawartością deklaracji uczestników programu EDRP powinna nastąpić w ramach programów pilotażowych DSR, o których mowa w pkt 5.1.3. niniejszego opracowania. Po zebraniu deklaracji uczestników programu dotyczących redukcji obciążenia OSP akceptuje (lub odrzuca) ofertę uczestnika programu dotyczącą redukcji obciążenia, wysyłając do uczestnika programu odpowiedni komunikat za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, zawierający informację o wymaganej przez OSP redukcji w poszczególnych godzinach. Zadeklarowana przez uczestnika programu i zaakceptowana przez OSP redukcja powinna zostać zrealizowana po aktywacji programu, na polecenie OSP. Polecenie redukcji obciążenia jest przekazywane uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej). W przypadku URD typu odbiorca w gospodarstwie domowym lub mały odbiorca redukcja obciążenia powinna polegać na automatycznym wyłączeniu urządzeń odbiorcy za pośrednictwem inteligentnego licznika energii elektrycznej. Zakończenie programu następuje po ogłoszeniu przez OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, przy czym zakończenie programu może nastąpić wcześniej niż to było planowane w momencie aktywacji programu. W dobie n+1 dokonywana jest weryfikacja wykonanej redukcji obciążenia przez każdego uczestnika programu, który otrzymał polecenie wykonania tej redukcji. Rozliczeniu podlega wielkość zrealizowanej redukcji, określana dla każdej godziny doby, w której był aktywowany program. Wielkość zrealizowanej redukcji jest wyznaczana dla danego uczestnika programu według następujących zasad: • W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na odłączeniu od sieci określonych urządzeń uczestnika programu (stwierdzonego na podstawie stanu wyłącznika w tej godzinie) wielkość zrealizowanej redukcji w pierwszej godzinie i w godzinach następnych objętych okresem aktywacji programu (w których wyłącznik był otwarty) jest równa ilości pobieranej energii przez to urządzenie w godzinie poprzedzającej wyłączenie. • W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na obniżeniu pobieranej ilości energii przez uczestnika programu (bez wyłączania urządzeń) wielkość zrealizowanej redukcji w danej godzinie okresu aktywacji programu jest wyznaczana jako różnica pomiędzy średnim obciążeniem danego uczestnika programu (profilem danego uczestnika programu wyznaczonym dla różnych typowych dni roku i zapisanym w umowie o świadczenie usługi redukcji obciążenia) i obciążeniem zmierzonym w tej godzinie. Strona 29 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Godzinowa cena za redukcję obciążenia jest równa większej z dwóch wartości: ceny CRO jaka została wyznaczona na RB dla tej godziny doby i ceny minimalnej określonej w umowie o świadczenie usługi redukcji obciążenia. W zmodyfikowanej wersji programu EDRP cena za redukcję obciążenia może być równa: • Cenie oferowanej przez uczestnika programu EDRP w jego deklaracji dotyczącej wielkości możliwej redukcji lub • Cenie marginalnej redukcji obciążenia, wyznaczonej dla każdej godziny aktywacji programu niezależnie, jako najwyższa cena z zaakceptowanych przez OSP deklaracji uczestników programu dotyczących wielkości możliwej redukcji obciążenia. Weryfikacja zasad rozliczeń usługi redukcji obciążenia w ramach programu EDRP powinna nastąpić w ramach programów pilotażowych DSR, o których mowa w pkt 5.1.3. niniejszego opracowania. Okresem rozliczeniowym usługi jest miesiąc kalendarzowy, a rozliczenie odbywa się na podstawie raportu opracowanego przez OSP i uzgodnionego z uczestnikiem programu. Raport zawiera rozliczenie ilościowe usługi i należność za usługę w okresie rozliczeniowym. Zasady funkcjonowania programu EDRP (aktywacji i realizacji) przedstawiono na rys. 5. Strona 30 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE FAZA REALIZACJI FAZA AKTYWACJI N KONIEC N Operator systemu przesyłowego (OSP) START Informacja o deklarowanej wielkości redukcji (oferta) Poinformowanie UP o możliwości aktywacji programu w dobie n Zebranie informacji (ofert) od wszystkich UP i dokonanie ich oceny Akceptacja oferty? T Przekazanie informacji o akceptacji oferty Aktywować program? T Redukcja wymagana? Przekazanie informacji o aktywacji programu T Wydanie polecenia redukcji obciążenia Przekazanie informacji o zakończeniu aktywacji programu N Przekazanie informacji o braku akceptacji oferty KONIEC Informacja zbiorcza o zaakceptowanych ofertach UP Informacja o możliwości aktywacji programu w dobie n Operator systemu dystrybucyjnego (OSD) Informacja o aktywacji programu Przekazanie polecenia redukcji obciążenia Informacja o zakończeniu aktywacji programu KONIEC T Informacja o możliwości aktywacji programu w dobie n URDBEZP Dokonanie oceny zasobów DSR UP posiada zasoby DSR? T Przekazanie OSP informacji na temat deklarowanej wielkość redukcji Informacja o braku akceptacji oferty Informacja o aktywacji programu Informacja o akceptacji oferty Polecenie redukcji obciążenia dla UP typu URDBEZP Wykonanie redukcji obciążenia N KONIEC URBAGR Polecenie redukcji obciążenia dla UP typu URDPOŚR URDPOŚR FAZA AKTYWACJI Utrzymywanie gotowości zrealizowania wymaganej redukcji obciążenia na polecenie OSP doba n-1 Pierwszy możliwy termin poinformowania uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n 18.00 Zakończenie przyjmowania przez OSP od uczestników programu informacji dotyczącej wielkości możliwej redukcji 20.00 Przekazanie informacji uczestnikom programu o akceptacji ofert redukcji obciążenia 21.00 doba n-1 FAZA REALIZACJI Uczestnik programu (UP) Informacja o zakończeniu aktywacji programu Polecenie redukcji obciążenia dla UP typu URBOK URBOK Pierwszy możliwy termin poinformowania uczestników programu o aktywacji programu od pierwszej godziny doby n doba n 21.00 22.00 Przekazanie polecenia redukcji obciążenia w pierwszej godzinie doby n Rys. 5. Zasady funkcjonowania programu EDRP. Strona 31 z 56 0.00 1.00 Redukcja obciążenia w pierwszej godzinie doby n (w wyniku polecenia przekazanego do godz. 22.00 doby n-1) Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 4.1.2. Taryfy z wyłączeniem (ICR) Program polega na zmniejszeniu obciążenia przez uczestnika programu (albo na wprowadzeniu przerwy w dostawie energii elektrycznej) w godzinach charakteryzujących się wysokimi cenami energii elektrycznej – w warunkach krajowych wartości prognozowanej ceny rozliczeniowej odchylenia (CRO) wyznaczanej na rynku bilansującym – w zamian za wynagrodzenie przysługujące według stawek ustalonych w programie. Przystąpienie do programu jest dobrowolne. Uczestnik programu bierze w nim udział na podstawie umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranej z OSP, która określa progowe wartości cen energii elektrycznej, przy których odbiorca zobowiązuje się dokonać redukcji swojego obciążenia. Umowa może określać także maksymalną wielkość wyłączanej/ redukowanej mocy, maksymalną liczbę wyłączeń/ redukcji w określonym okresie oraz maksymalny czas trwania tych wyłączeń/ redukcji. Uczestnikami programu ICR mogą być: 1. URB typu odbiorca końcowy (URBOK) lub odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP – udział bezpośredni. 2. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) typu odbiorca, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP – udział pośredni za pośrednictwem URB, o którym mowa w pkt 3. poniżej. 3. URB będący podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe odbiorców – funkcja agregatora (bezpośrednio lub za pośrednictwem sprzedawców energii) obsługiwanych odbiorców uczestniczących w programie w sposób pośredni: URD typu odbiorca i ewentualnie obsługiwanych odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, którzy nie prowadzą samodzielnie działalności na rynku bilansującym. Uczestników programu ICR i zasady ich uczestnictwa w tym programie przedstawiono schematycznie na rys. 4. Aktywacja programu ICR dokonywana jest przez OSP z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem, przy czym: 1. W dobie n-1, OSP, w przypadku stwierdzenia, w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy dla doby n, informuje uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n. Uczestnicy programu są informowani przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. OSP podaje prognozowany okres, w którym program będzie aktywowany, określając jego godzinę początkową i końcową. Strona 32 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 2. OSP aktywuje program za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, podając godzinę jego aktywacji i zakończenia z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem oraz prognozowaną wysokość ceny CRO w każdej godzinie okresu aktywacji programu. Uczestnik programu w odpowiedzi na aktywację programu przez OSP powinien zrealizować określoną w umowie redukcję obciążenia we wszystkich godzinach objętych okresem aktywacji programu, w których wysokość prognozowanej ceny CRO jest wyższa od progowej ceny energii elektrycznej określonej w umowie o świadczenie usługi redukcji obciążenia. „Klasyczny” program ICR nie wymaga przekazywania poleceń OSP dotyczących realizacji określonej redukcji przez uczestnika programu. W tym programie uczestnik programu otrzymuje informację o prognozowanych wartościach cen CRO, na podstawie której powinien dokonać redukcji obciążenia. Jednak w celu uzyskania pewności, że określona redukcja zostanie zrealizowana i zwolnienia uczestnika programu z obowiązku porównywania cen, proponuje się, żeby OSP przekazywał polecenia dotyczące wymaganej redukcji również w tym programie. Polecenie redukcji obciążenia jest przekazywane uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej). W przypadku URD typu odbiorca w gospodarstwie domowym lub mały odbiorca redukcja obciążenia powinna polegać na automatycznym wyłączeniu urządzeń odbiorcy za pośrednictwem inteligentnego licznika energii elektrycznej. Zakończenie programu następuje po ogłoszeniu przez OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, przy czym zakończenie programu może nastąpić wcześniej niż to było planowane w momencie aktywacji programu. W dobie n+1 dokonywana jest weryfikacja wykonanej redukcji obciążenia przez każdego uczestnika programu, który otrzymał polecenie wykonania tej redukcji. Rozliczeniu podlega wielkość zrealizowanej redukcji, określana dla każdej godziny doby, w której był aktywowany program. Wielkość zrealizowanej redukcji jest wyznaczana dla danego uczestnika programu według następujących zasad: • W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na odłączeniu od sieci określonych urządzeń uczestnika programu (stwierdzonego na podstawie stanu wyłącznika w tej godzinie) wielkość zrealizowanej redukcji w pierwszej godzinie i w godzinach następnych objętych okresem aktywacji programu (w których wyłącznik był otwarty) jest równa ilości pobieranej energii przez to urządzenie w godzinie poprzedzającej wyłączenie. • W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na obniżeniu pobieranej ilości energii przez uczestnika programu (bez wyłączania urządzeń) wielkość zrealizowanej redukcji w danej godzinie okresu aktywacji programu jest wyznaczana jako różnica pomiędzy średnim obciążeniem danego uczestnika programu (profilem danego uczestnika programu wyznaczonym dla różnych typowych dni roku i zapisanym w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie) i obciążeniem zmierzonym w tej godzinie. Strona 33 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Godzinowa cena za redukcję obciążenia jest równa większej z dwóch wartości: ceny CRO jaka została wyznaczona na RB dla tej godziny doby i progowej wartość ceny rozliczeniowej odchylenia, przy której uczestnik programu ICR zobowiązuje się dokonać redukcji swojego obciążenia, określonej w umowie o świadczenie usługi redukcji obciążenia. Okresem rozliczeniowym usługi jest miesiąc kalendarzowy, a rozliczenie odbywa się na podstawie raportu opracowanego przez OSP i uzgodnionego z uczestnikiem programu. Raport zawiera rozliczenie ilościowe usługi i należność za usługę w okresie rozliczeniowym. Zasady funkcjonowania programu ICR (aktywacji i realizacji) przedstawiono na rys. 6. Strona 34 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE FAZA AKTYWACJI FAZA REALIZACJI KONIEC N Operator systemu przesyłowego (OSP) START Poinformowanie UP o możliwości aktywacji programu w dobie n Aktywować program? T Informacja o aktywacji programu Informacja o możliwości aktywacji programu w dobie n Operator systemu dystrybucyjnego (OSD) Przekazanie polecenia redukcji obciążenia Informacja o możliwości aktywacji programu w dobie n URDBEZP Informacja o aktywacji programu CROprogn>CROICR? T Utrzymywanie gotowości zrealizowania wymaganej redukcji obciążenia na polecenie OSP Polecenie redukcji obciążenia dla UP typu URDBEZP KONIEC Wykonanie redukcji obciążenia N KONIEC Polecenie redukcji obciążenia dla UP typu URDPOŚR URBAGR URDPOŚR FAZA AKTYWACJI Informacja o zakończeniu aktywacji programu Informacja o zakończeniu aktywacji programu Polecenie redukcji obciążenia dla UP typu URBOK URBOK Uczestnik programu (UP) Przekazanie informacji o zakończeniu aktywacji programu Wydanie polecenia redukcji obciążenia Przekazanie informacji o aktywacji programu doba n-1 Pierwszy możliwy termin poinformowania uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n 18.00 FAZA REALIZACJI doba n-1 Ostatni możliwy termin poinformowania uczestników programu o aktywacji programu od pierwszej godziny doby n doba n 21.00 22.00 Przekazanie polecenia redukcji obciążenia w pierwszej godzinie doby n Rys. 6. Zasady funkcjonowania programu ICR. Strona 35 z 56 0.00 1.00 Redukcja obciążenia w pierwszej godzinie doby n (w wyniku polecenia przekazanego do godz. 22.00 doby n-1) Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 4.1.3. Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC) Program polega na zdalnym wyłączeniu urządzeń odbiorcy. Decyzja o wyłączeniu odbioru wynika z zaistnienia warunków zagrażających niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego, a czas pomiędzy przekazaniem polecenia dotyczącego wyłączenia urządzeń odbiorcy a ich wyłączeniem jest bardzo krótki – z reguły nie dłuższy niż 15 minut. Odbiorcy uczestniczący w programie bezpośredniego sterowania odbiorem w zamian za ograniczenie poboru energii elektrycznej otrzymują wynagrodzenie przysługujące według stawek ustalonych w programie. Przystąpienie do programu jest dobrowolne. Uczestnik programu bierze w nim udział na podstawie umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranej z OSP, która określa maksymalną wielkość wyłączanej mocy, maksymalną liczbę wyłączeń w określonym okresie oraz maksymalny czas trwania tych wyłączeń. Uczestnikami programu DLC mogą być następujące podmioty, które spełniają wymagania określone przez OSP, dotyczące warunków technicznych udziału w programie i wielkości wyłączanej mocy: 1. URB typu odbiorca końcowy (URBOK), dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone w sposób automatyczny, na polecenie OSP – udział bezpośredni. 2. Odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP – udział bezpośredni. 3. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) typu odbiorca, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone w sposób automatyczny, na polecenie OSP – udział bezpośredni. Uczestników programu DLC i zasady ich uczestnictwa w tym programie przedstawiono schematycznie na rys. 7. Strona 36 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE SIEĆ PRZESYŁOWA (OSP) B DSR (Program DLC) URBOK URB URB URB (POB) (POB) (POB) B O Jeden podmiot Sprzedawca O B Sprzedawca B O SIEĆ DYSTRYBUCYJNA (OSD) LEGENDA: O Odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej i nie prowadzący samodzielnie działalności na RB B O Udział odbiorcy w programie DLC w sposób bezpośredni Odbiorca przyłączony do sieci dystrybucyjnej (URD typu odbiorca) Rys. 7. Zasady uczestnictwa odbiorców w programie DLC. Aktywacja programu DLC dokonywana jest przez OSP z co najmniej 1-godzinnym wyprzedzeniem, przy czym: 1. W dobie n-1, OSP, w przypadku stwierdzenia, w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy dla doby n, informuje uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n. Uczestnicy programu są informowani przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. OSP podaje prognozowany okres, w którym program będzie aktywowany, określając jego godzinę początkową i końcową. Dodatkowo, informacja o możliwości aktywacji programu może zawierać wymaganą wielkość redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach KSE. 2. OSP aktywuje program za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, podając godzinę jego aktywacji i zakończenia z co najmniej 1-godzinnym wyprzedzeniem. W trakcie weryfikacji zasad funkcjonowania programu DLC w ramach programów pilotażowych, o których mowa w pkt 5.1.3. niniejszego opracowania zostanie przeanalizowana możliwość modyfikacji programu polegająca na składaniu przez uczestników programu DLC, w odpowiedzi na informację o możliwości jego aktywacji, deklaracji dotyczących wielkości możliwej redukcji obciążenia w każdej godzinie okresu aktywacji programu i ceny za zrealizowanie tej redukcji. Wyłączenie odbiorów następuje na polecenie OSP, z uwzględnieniem warunków określonych w umowie. Polecenie redukcji obciążenia jest przekazywane uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej). Strona 37 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Zakończenie programu następuje po ogłoszeniu przez OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, przy czym zakończenie programu może nastąpić wcześniej niż to było planowane w momencie aktywacji programu. W dobie n+1 dokonywana jest weryfikacja wykonanej redukcji obciążenia przez każdego uczestnika programu, który otrzymał polecenie wykonania tej redukcji. Rozliczeniu podlega wielkość zrealizowanej redukcji, określana dla każdej godziny doby, w której był aktywowany program. Wielkość zrealizowanej redukcji w pierwszej godzinie i w godzinach następnych objętych okresem aktywacji programu jest wyznaczana na podstawie stanów wyłączników urządzeń odłączonych od sieci w wyniku udziału w programie i jest równa ilości pobieranej energii przez wyłączone urządzenia w godzinie poprzedzającej wyłączenie. Godzinowa cena za redukcję obciążenia jest równa większej z dwóch wartości: ceny CRO jaka została wyznaczona na RB dla tej godziny doby i ceny minimalnej określonej w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie DLC. W zmodyfikowanej wersji programu DLC cena za redukcję obciążenia może być równa: • Cenie oferowanej przez uczestnika programu DLC w jego deklaracji dotyczącej wielkości możliwej redukcji lub • Cenie marginalnej redukcji obciążenia, wyznaczonej dla każdej godziny aktywacji programu niezależnie, jako najwyższa cena z zaakceptowanych przez OSP deklaracji uczestników programu dotyczących wielkości możliwej redukcji obciążenia. Weryfikacja zasad rozliczeń usługi redukcji obciążenia w ramach programu DLC powinna nastąpić w ramach programów pilotażowych DSR, o których mowa w pkt 5.1.3. niniejszego opracowania. Okresem rozliczeniowym usługi jest miesiąc kalendarzowy, a rozliczenie odbywa się na podstawie raportu opracowanego przez OSP i uzgodnionego z uczestnikiem programu. Raport zawiera rozliczenie ilościowe usługi i należność za usługę w okresie rozliczeniowym. Zasady funkcjonowania programu DLC (aktywacji i realizacji) przedstawiono na rys. 8. Strona 38 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE FAZA REALIZACJI FAZA AKTYWACJI N KONIEC N Operator systemu przesyłowego (OSP) START Aktywować program? T Przekazanie informacji o aktywacji programu Redukcja wymagana? T Wydanie polecenia redukcji obciążenia Informacja o aktywacji programu Informacja o możliwości aktywacji programu w dobie n Operator systemu dystrybucyjnego (OSD) Uczestnik programu (UP) Poinformowanie UP o możliwości aktywacji programu w dobie n Przekazanie informacji o zakończeniu aktywacji programu Informacja o zakończeniu aktywacji programu Przekazanie polecenia redukcji obciążenia Polecenie redukcji obciążenia dla UP typu URBOK URBOK Informacja o aktywacji programu Informacja o możliwości aktywacji programu w dobie n KONIEC Informacja o zakończeniu aktywacji programu Polecenie redukcji obciążenia dla UP typu URDBEZP Wykonanie redukcji obciążenia URDBEZP Utrzymywanie gotowości zrealizowania wymaganej redukcji obciążenia na polecenie OSP doba n-1 Pierwszy możliwy termin poinformowania uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n 18.00 doba n-1 Ostatni możliwy termin poinformowania uczestników programu o aktywacji programu od pierwszej godziny doby n doba n 23.00 23.45 Przekazanie polecenia redukcji obciążenia w pierwszej godzinie doby n Rys. 8. Zasady funkcjonowania programu DLC. Strona 39 z 56 0.00 1.00 Redukcja obciążenia w pierwszej godzinie doby n (w wyniku polecenia przekazanego do godz. 23.45 doby n-1) Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 4.2. Zasady funkcjonowania rekomendowanych programów DSR należących do sprzedawców energii elektrycznej Rekomendowane programy DSR, których właścicielem będą sprzedawcy energii elektrycznej należą do grupy tzw. programów taryfowych i są ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużycia energii elektrycznej przez odbiorców końcowych, prowadzącej do dobowego wyrównania krzywej zużycia energii elektrycznej. Najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty i świadomość odbiorców, a najskuteczniejszym narzędziem do osiągnięcia tego typu celów są programy DSR oparte na taryfach wielostrefowych. 4.2.1. Taryfy wielostrefowe (TOU) W taryfie wielostrefowej (TOU), cena za energię elektryczną zmienia się w cyklu dobowym, tygodniowym (dni robocze/weekendy), oraz sezonowo (lato/zima). Stawki są z zasady ustalane dla dłuższych okresów. Taryfa wielostrefowa dostarcza odbiorcom bodźców do ograniczenia zużycia energii w szczytach obciążenia (wtedy ceny energii elektrycznej są najwyższe) i korzystania z energii w okresach niskich cen (w dolinach obciążenia). Oddziaływanie taryfy TOU na odbiorców jest tym większe, im większa jest rozpiętość pomiędzy stawkami dla różnych stref czasowych i gdy istnieje możliwość programowania czasu pracy urządzeń elektrycznych. Program taryf strefowych jest programem oferowanym przez sprzedawców energii elektrycznej i kierowanym do odbiorców końcowych w różnych grupach taryfowych, którzy nie uczestniczą samodzielnie w hurtowym rynku energii elektrycznej. Uczestnik programu uczestniczy w programie na podstawie umowy sprzedaży energii zawieranej ze sprzedawcą. Odbiorca, biorący udział w programie taryf wielostrefowych powinien mieć zainstalowany układ pomiarowy umożliwiający co najmniej: • Rejestrację danych o pobieranej ilości energii elektrycznej w okresach integracji z podziałem na strefy i sezony odpowiadających taryfom energii elektrycznej. • Wyświetlanie informacji o pobieranych ilościach energii elektrycznej i jej kosztach w poszczególnych okresach (strefach) stosowanych w programie. Program należy do grupy programów pasywnych i wymaga od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu (lub jego przesunięciu w czasie) na podstawie zachęt cenowych oferowanych przez sprzedawcę. Rozliczanie usługi DSR odbywa się według taryfy sprzedawcy energii (cen energii obowiązujących w poszczególnych strefach) wyznaczonej zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi 8. 8 Obowiązujące rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną, mówi że ceny energii elektrycznej mogą być różnicowane dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby Strona 40 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 4.2.2. Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) Programy CPP są stosowane w celu ściślejszego powiązania cen energii elektrycznej w taryfie wielostrefowej z bieżącymi warunkami pracy systemu elektroenergetycznego. W tym celu wprowadza się jedną lub dwie dodatkowe, bardzo wysokie ceny energii elektrycznej obowiązujące w szczytach obciążenia systemu. Są to okresy, w których ceny na hurtowym rynku energii elektrycznej są najwyższe. Odbiorcy są informowani, z krótkim wyprzedzeniem, że ceny te będą stosowane, a ich wysokość oraz czas, przez który będą obowiązywały, mogą być ustalone przez sprzedawcę w jego taryfie. Program taryf z krytyczną stawką cenową jest programem oferowanym przez sprzedawców energii elektrycznej i kierowanym do odbiorców końcowych w różnych grupach taryfowych, którzy nie uczestniczą samodzielnie w rynku hurtowym energii elektrycznej. Uczestnik programu uczestniczy w programie na podstawie umowy sprzedaży energii zawieranej ze sprzedawcą. Odbiorca, biorący udział w programie taryf z krytyczną stawką cenową powinien mieć zainstalowany układ pomiarowy umożliwiający co najmniej: • Rejestrację danych o pobieranej ilości energii elektrycznej w okresach integracji z podziałem na strefy i sezony odpowiadających taryfom energii elektrycznej. • Wyświetlanie informacji o pobieranych ilościach energii elektrycznej i jej kosztach w poszczególnych okresach (strefach) stosowanych w programie. • Wyświetlanie informacji (z odpowiednim wyprzedzeniem) o okresach wysokich cen energii na rynku hurtowym (lub cen „progowych” określonych w umowie sprzedaży energii). Program należy do grupy programów pasywnych i wymaga od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu (lub jego przesunięciu w czasie) na podstawie zachęt cenowych oferowanych przez sprzedawcę. Rozliczanie usługi DSR odbywa się według taryfy sprzedawcy energii (cen energii obowiązujących w poszczególnych strefach) wyznaczonej zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi. Taryfa sprzedawcy wprowadza dodatkowo jedną lub dwie, bardzo wysokie stawki cen energii elektrycznej dla szczytów obciążenia systemu, a więc okresów, w których ceny na rynku hurtowym energii elektrycznej są najwyższe tzw. (CPP). W innej odmianie tego programu stawki taryfowe mogą być zastępowane cenami z rynku bieżącego (w warunkach krajowych ceną CRO, ustaloną na rynku bilansującym). 4.3. Wsparcie taryfowych programów DSR przez operatorów sieciowych Wdrożenie proponowanych taryfowych programów DSR sprzedawców energii elektrycznej powinno być wspierane przez operatorów systemów (OSP i OSD) poprzez odpowiednią konstrukcję taryf usług przesyłowych i dystrybucyjnych. Oznacza to, że taryfy i roku na strefy i okresy czasowe, przy czym taryfa może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe. Strona 41 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE przesyłowe i dystrybucyjne również powinny być zróżnicowane w poszczególnych godzinach doby i dopasowane do dobowej i sezonowej zmienności zapotrzebowania na energię elektryczną oraz cen energii i kosztów jej dostarczenia w poszczególnych godzinach doby. Tego typu działanie wspomagające wdrożenie mechanizmów DSR jest przewidziane w Programie działań wykonawczych na lata 2009 – 2012 (Załącznik 3. do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku) jako element Działania 1.9. Tego typu zróżnicowanie stawek opłat przesyłowych i dystrybucyjnych będzie stanowić dla sprzedawców energii elektrycznej dodatkowy bodziec do konstruowania taryf energii elektrycznej zawierających zróżnicowane ceny energii. 5. Program wdrożenia programów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej Podstawowymi ograniczeniami, uniemożliwiającymi lub w znacznym stopniu ograniczającymi wdrożenie mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej są: • Obecny system opomiarowania, oparty w dużej mierze na licznikach indukcyjnych, który znacznie ogranicza wdrożenie bodźcowych programów DSR oraz uniemożliwia pełne wdrożenie programów DSR opartych na taryfach wielostrefowych. • Regulacja cen dla odbiorców z grupy taryfowej G (odbiorcy z tej grupy zużywają około 25% całkowitego wolumenu zużywanej energii elektrycznej), która uniemożliwia wdrożenie cenowych programów DSR dla gospodarstw indywidualnych. Pomimo występujących ww. ograniczeń możliwe jest rozpoczęcie procesu wdrażania proponowanych mechanizmów DSR w obecnych warunkach. Obecnie odbiorcy zaliczani do grup taryfowych A23, B23, C23, B22, C22, C12 w dużej części posiadają układy pomiarowe umożliwiające weryfikację wykonanej redukcji. Od stycznia 2008 roku nie są też zatwierdzane taryfy dla sprzedaży energii elektrycznej dla ww. grup odbiorców. Dlatego też wdrażanie proponowanych programów DSR można rozpocząć od ww. grup odbiorców. Warunkiem koniecznym jest stworzenie odpowiednich zachęt skierowanych do odbiorców energii elektrycznej, przy czym najistotniejszym czynnikiem powodującym, że odbiorca przystąpi do danego programu są korzyści ekonomiczne jakie odbiorca może osiągnąć z tytułu uczestnictwa w danym programie oraz świadomość odbiorcy, że redukując swoje obciążenie, czy też przesuwając je w czasie, przyczynia się do poprawy warunków bilansowania lub poprawy bezpieczeństwa dostaw systemu elektroenergetycznego, powodując w ten sposób obniżenie całkowitych kosztów dostaw energii elektrycznej, co w rezultacie może mieć pozytywny wpływ na wysokość taryfy przesyłowej i dystrybucyjnej. Strona 42 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 5.1. Programy bodźcowe DSR 5.1.1. Potencjalni uczestnicy programów bodźcowych DSR i wymagania wobec tych uczestników Stosunkowo najprostszymi programami DSR do wdrożenia w obecnych warunkach są programy bodźcowe oferowane przez OSP. Zgodnie z proponowanym zakresem implementacji mechanizmów DSR w warunkach krajowych właścicielem programów bodźcowych jest OSP, a kierowane są one do: 1. Programy: EDRP, ICR, DLC – do URBOK, odbiorcy przyłączonego do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym i URD, którzy mogą uczestniczyć w tych programach w sposób bezpośredni pod warunkiem spełnienia wymagań technicznych określonych przez OSP. 2. Programy: EDRP, ICR – do URB będących jednocześnie podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe obsługiwanych przez siebie URD typu odbiorca (w tym odbiorca dysponujący źródłem wytwórczym) lub URD typu wytwórca 9; w tym przypadku URB pełnią funkcję agregatora URD uczestniczących w programie w sposób pośredni, przy czym: • URB może być jednocześnie sprzedawcą energii dla URD typu odbiorca, dla których pełni funkcję POB. • URB może pełnić funkcje POB dla sprzedawców energii, którzy działają jako niezależny podmiot i sprzedają energię odbiorcom, dla których ten URB pełni funkcję POB. URD typu odbiorca i URD typu wytwórca agregowani przez URB są reprezentowani w JGO tego URB. Ww. programy DSR oferowane przez OSP będą funkcjonowały na podstawie umów o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranych pomiędzy uczestnikami programów a OSP. Umowa o świadczenie usługi redukcji obciążenia będzie zawierała zakres, ceny oraz warunki techniczne świadczenia usługi redukcji obciążenia przez uczestnika programu na rzecz OSP. Usługa redukcji obciążenia w ramach proponowanych programów DSR będzie polegała na dysponowaniu oraz wykorzystywaniu urządzeń odbiorczych (lub/i źródeł wytwórczych) uczestnika programu przez OSP do interwencyjnego równoważenia bilansu mocy czynnej w KSE w celu zapewnienia bieżącego bezpieczeństwa pracy KSE. Wdrożenie proponowanych programów DSR spowoduje również konieczność wprowadzenia zmian do umów przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej zawieranych pomiędzy odpowiednimi operatorami systemu a uczestnikami programów. 9 Zasobem DSR może być także źródło wytwórcze. Strona 43 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Uczestnicy programów bodźcowych powinni spełniać wymagania techniczne określone przez OSP, w szczególności dotyczące: • Wielkości wyłączanej/ redukowanej mocy. • Minimalnego czasu trwania wyłączenia/ redukcji obciążenia. • Maksymalnego czasu od wydania polecenia przez OSP do zrealizowania wyłączenia/ redukcji obciążenia. • Urządzeń pomiarowych, umożliwiających elektrycznej w okresach godzinowych. rejestrację pobieranej energii W przypadku, gdy odbiorca bierze udział w programie w sposób bezpośredni: 1. Uczestnik programu typu URBOK musi dysponować urządzeniami, które można całkowicie odłączyć od sieci elektroenergetycznej lub dla których istnieje możliwość zredukowania mierzalnej i weryfikowalnej części obciążenia w zadeklarowanej wysokości, lub 2. Uczestnik programu typu odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na RB musi dysponować urządzeniami, które można całkowicie odłączyć od sieci elektroenergetycznej lub dla których istnieje możliwość zredukowania mierzalnej i weryfikowalnej części obciążenia w zadeklarowanej wysokości, lub 3. Uczestnik programu typu URD musi dysponować urządzeniami, które można całkowicie odłączyć od sieci elektroenergetycznej lub 4. Zasobem strony popytowej URBOK, odbiorcy przyłączonego do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na RB lub URD może być źródło wytwórcze (jednostka wytwórcza, agregat) bezpośrednio przyłączone do sieci danego uczestnika programu i usytuowane za jego układem pomiarowym (reprezentowane na RB w JGO tego URBOK lub w JGO URB właściwego dla odbiorcy przyłączonego do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na RB; w przypadku URD generacja źródła wytwórczego będącego zasobem DSR jest odzwierciedlona w profilu tego uczestnika programu, wyznaczonym dla różnych typowych dni roku i stosowanym do wyznaczenia wielkości zrealizowanej redukcji) 10. 5. W przypadku, gdy uczestnik programu dysponuje urządzeniami, które można całkowicie odłączyć od sieci elektroenergetycznej muszą one być wyposażone w rejestrator zdarzeń umożliwiający rejestrację stanów wyłącznika takich urządzeń. 10 W przypadku, gdy odbiorca dysponuje źródłem wytwórczym (agregatem), które może pracować tylko na potrzeby własne danego odbiorcy, po uprzednim odłączeniu odbiorcy od sieci, to świadczenie usługi redukcji obciążenia takiego odbiorcy polega na całkowitym odłączeniu urządzeń odbiorcy od sieci elektroenergetycznej. Strona 44 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 6. W przypadku, gdy zasobem strony popytowej jest źródło wytwórcze, to jego moc nie może być większa niż obciążenie szczytowe odbiorcy, u którego jest zainstalowane dane źródło, przy czym nie może być ona większa niż 5 MW (lub inna moc określona przez OSP). W przypadku, gdy uczestnikiem programu jest URB agregujący odbiorców, którzy uczestniczą w programach DSR w sposób pośredni: 1. Uczestnik programu musi dysponować urządzeniami URD, które można całkowicie odłączyć od sieci elektroenergetycznej lub dla których istnieje możliwość zredukowania mierzalnej i weryfikowalnej części obciążenia w zadeklarowanej wysokości lub 2. Zasobem strony popytowej może być źródło wytwórcze (jednostka wytwórcza) należące do URD, którego agregatorem jest uczestnik programu i reprezentowane na RB w Jednostce Grafikowej odbiorczej tego uczestnika (URB) 11. 3. W przypadku, gdy zasobem strony popytowej jest źródło wytwórcze, to jego moc nie może być większa niż obciążenie szczytowe odbiorcy, u którego jest zainstalowane dane źródło, przy czym nie może być ona większa niż 5 MW (lub inna moc określona przez OSP). Uwzględniając powyższe wymagania uczestnikami proponowanych programów DSR należących do OSP mogą być następujące podmioty: 1. Wielcy odbiorcy przemysłowi, szczególnie zgrupowani w następujących działach gospodarki: • Produkcja masy celulozowej, papieru oraz wyrobów z papieru. • Produkcja chemikaliów, wyrobów chemicznych i włókien sztucznych. • Produkcja metali. Ww. odbiorcy przemysłowi charakteryzują się stosunkowo dużymi możliwościami w zakresie redukcji swojego obciążenia. Przemysł chemiczny i celulozowo-papierniczy charakteryzuje się procesami technologicznymi, w których występują magazyny pośrednie półproduktów lub nadmiarowe linie technologiczne. Nadmiarową linię technologiczną można zatrzymać na krótki okres nie powodując przerw w całym procesie oraz bez znaczących skutków dla ilości produktu. Doświadczenia zagraniczne pokazują, że potencjalne zasoby DSR tych gałęzi gospodarki są największe, jeżeli czas trwania reakcji mieści się w przedziale 1-4 godzin. Huty aluminium i miedzi dostarczają przykładu procesu technologicznego, w przypadku którego koszt energii elektrycznej stanowi zasadniczą część łącznych kosztów produkcji. Jednym z najbardziej energochłonnych procesów w tych zakładach przemysłowych jest proces 11 j.w. Strona 45 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE elektrolizy miedzi i aluminium. Proces ten z reguły odbywa się w kilku wannach elektrolitycznych, które są niezależnie zasilane z układów prostownikowych. Tego typu produkcję można dowolnie ograniczać, lub przesuwać część produkcji ze szczytów zapotrzebowania na okresy o niższym zapotrzebowaniu na energię elektryczną. W tym przypadku występuje także wyraźny bodziec ekonomiczny do reakcji strony popytowej w postaci relacji pomiędzy ceną energii elektrycznej a ceną produktu finalnego (miedzi i aluminium) na rynkach światowych. 2. Odbiorcy w postaci przetwarzania danych nowoczesnych budynków biurowych i centra Ww. odbiorcy charakteryzują się również stosunkowo dużymi możliwościami w zakresie krótkotrwałej redukcji swojego obciążenia. Przykładem może być krótkotrwałe wyłączenie urządzeń klimatyzacyjnych lub grzewczych. Ponadto nowoczesne budynki biurowe oraz centra przetwarzania danych bardzo często dysponują zasilaniem awaryjnym (np. w postaci agregatów prądotwórczych), pozwalającym na krótkotrwałe odłączenie urządzeń odbiorcy od sieci lub obniżenie zapotrzebowania na moc. 3. Odbiorcy w gospodarstwach domowych Ponieważ indywidualne zasoby odbiorców w gospodarstwach domowych są niewielkie, dlatego też niezbędna jest agregacja tego typu odbiorów. Mogą oni brać udział w programach DSR należących do OSP i ukierunkowanych na zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej za pośrednictwem URB pełniącego dla nich funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie. Odbiorcy w gospodarstwach domowych charakteryzują się stosunkowo dużym potencjałem DSR. Różnica pomiędzy maksymalnym szczytowym obciążeniem a obciążeniem wynikającym ze stałego pasma odbieranej energii przez odbiorców w gospodarstwach domowych w ciągu doby wynosi około 940 MW, co stanowi 3,82% maksymalnego zapotrzebowania na moc jakie wystąpiło w 2007 roku. Jednak wykorzystanie tego potencjału wymaga aktywnego udziału sprzedawców energii elektrycznej, którzy odpowiednio kształtując taryfy energii elektrycznej mogą zachęcić tego typu odbiorców do pośredniego udziału w programach DSR należących do OSP, polegającego na krótkotrwałych wyłączeniach odbiorców, na zasadach określonych w umowie sprzedaży energii pomiędzy danym odbiorcą a jego sprzedawcą. 4. Odbiorcy przemysłowi z grup taryfowych Cxx Tego typu odbiorcy dysponują potencjałem głównie w zakresie przesuwania obciążenia na godziny charakteryzujące się niższymi cenami energii elektrycznej (dobowe wyrównanie krzywej zapotrzebowania) w wyniku stosowania przez sprzedawców energii elektrycznej taryfowych programów DSR. Mogą oni także brać udział w programach DSR należących do OSP, na analogicznych zasadach jak odbiorcy w gospodarstwach domowych – za pośrednictwem agregatora Strona 46 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE (URB). Potencjał DSR tej grupy odbiorców jest zbliżony do potencjału odbiorców w gospodarstwach domowych. Różnica pomiędzy maksymalnym szczytowym obciążeniem a obciążeniem wynikającym ze stałego pasma odbieranej energii przez tych odbiorców w ciągu doby wynosi około 880 MW, co stanowi 3,58% maksymalnego zapotrzebowania na moc jakie wystąpiło w 2007 roku. 5.1.2. Rola proponowanych programów DSR w procesach planowania i prowadzenia ruchu Proponowane mechanizmy DSR będą mogły być stosowane przez OSP w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, w przypadkach braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy, jako: • Środek mający na celu usunięcie zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. • Mechanizm uzupełniający i poprzedzający wprowadzenie administracyjnych ograniczeń w poborze energii elektrycznej. W przypadkach zagrożenia bezpieczeństwa pracy KSE lub wystąpienia trudności z jego bieżącym zbilansowaniem OSP może ogłosić aktywację programów DSR. Planowana redukcja obciążenia wynikająca z deklaracji uczestników programu EDRP oraz z zawartych umów o świadczenie usługi redukcji obciążenia w przypadku programów typu ICR i DLC powinna zostać uwzględniona w procesie planowania pracy jednostek wytwórczych, jako zmiana prognozowanego zapotrzebowania KSE (zmniejszenie zapotrzebowania) w poszczególnych godzinach doby n o wielkość wynikającą z planowanej redukcji obciążenia w tych godzinach. Po aktualizacji zapotrzebowania KSE (oraz ewentualnie innych danych planistycznych) OSP wyznaczy nowe wartości punktów pracy poszczególnych jednostek wytwórczych dla nowego stanu, w celu uzyskania zbilansowania generacji z zapotrzebowaniem. Zgodnie ze znowelizowaną ustawą Prawo energetyczne wprowadzenie ograniczeń w poborze energii elektrycznej powinno zostać poprzedzone wszelkimi możliwymi działaniami przy wykorzystaniu dostępnych środków mających na celu usunięcie tego zagrożenia i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. Działania te powinny zostać realizowane przez OSP we współpracy z użytkownikami systemu elektroenergetycznego. Bodźcowe programy DSR są jednym z możliwych środków mających na celu usunięcie występującego zagrożenia. Ze względu na to, że są one dobrowolne i uzależnione od zainteresowania odbiorców generowanymi przez nie zachętami finansowymi (bodźcami) pozwalają na uzyskanie efektów w postaci redukcji maksymalnych obciążeń szczytowych od 4% do 9% 12 mocy szczytowej danego systemu elektroenergetycznego. Przekładając te efekty na KSE i uwzględniając maksymalne zapotrzebowanie na moc w KSE (maksymalne zapotrzebowanie na moc w KSE wystąpiło 26 stycznia 2010 r. o godzinie 17.30 i wynosiło 12 Na podstawie efektów wprowadzenia mechanizmów DSR w USA, określonych w ramach I etapu zadania szczegółowego. Strona 47 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE 25 448 MW) można powiedzieć, że wdrożenie bodźcowych mechanizmów DSR w warunkach krajowych powinno umożliwić obniżenie mocy szczytowej o około 1000 ÷ 2200 MW. Porównując powyższe oczekiwania dotyczące obniżenia mocy szczytowej w KSE w wyn ik u d ziałan ia p rogramó w DSR z prognozowanymi efektami jakie przyniosą planowane ograniczenia w poborze energii elektrycznej określone w Planie ograniczeń OSP można przyjąć, że są one do osiągnięcia. Prognozowane obniżenie pobieranej mocy przez odbiorców w Planie ograniczeń OSP wynosi od 921 MW dla 12 stopnia zasilania (jest to pierwszy stopień, który wprowadza ograniczenia w poborze mocy przez odbiorców) co odpowiada około 3,6% maksymalnego zapotrzebowania na moc w KSE. Podobne efekty, jak w przypadku działań administracyjnych jakimi jest wprowadzanie ograniczeń w poborze energii elektrycznej, można uzyskać w wyniku dobrowolnego działania odbiorcy, w ramach programów DSR, pod warunkiem, że w wyniku takiego działania odbiorca uzyska zadowalające korzyści ekonomiczne. Na podstawie analiz przeprowadzonych w ramach etapu II niniejszego zadania wynika, że wdrożenie bodźcowych programów DSR może pozwolić na ograniczenie mocy szczytowej o około 5,5% maksymalnego zapotrzebowania na moc w KSE (co odpowiada 1 400 MW), przy czym największymi możliwościami w ograniczeniu mocy szczytowej dysponują odbiorcy przyłączeni do niskiego napięcia. 5.1.3. Proponowany program wdrożenia programów bodźcowych DSR W procesie wdrażania bodźcowych programów DSR należy uwzględnić działania przewidziane w Programie działań wykonawczych na lata 2009 – 2012 (Załącznik 3. do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku): 1. Działanie 1.9. – Zastosowanie technik zarządzania popytem (Demand Side Management) stymulowane poprzez zróżnicowanie dobowe cen energii elektrycznej na skutek wprowadzenia rynku dnia bieżącego oraz przekazanie sygnałów cenowych odbiorcom za pomocą zdalnej dwustronnej komunikacji z licznikami elektronicznymi: • Nałożenie na operatora systemu przesyłowego energii elektrycznej obowiązku wdrożenia architektury nowego modelu rynku energii elektrycznej, w tym wprowadzenie rynku dnia bieżącego – 2010 r. (odpowiedzialność Ministra właściwego ds. gospodarki i Prezesa Rządowego Centrum Legislacji). • Stopniowe wprowadzenie obowiązku stosowania liczników elektronicznych umożliwiających przekazywanie sygnałów cenowych odbiorcom energii – od 2011 r. (odpowiedzialność Ministra właściwego ds. gospodarki i Prezesa Rządowego Centrum Legislacji). • Zastosowanie technik zarządzania popytem (DSM) umożliwiających podwyższenie współczynnika czasu użytkowania największego obciążenia energii elektrycznej – praca ciągła (odpowiedzialność przedsiębiorstw energetycznych (obrót i dystrybucja)). Strona 48 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE • Stworzenie możliwości zastosowania systemu bodźców do racjonalizacji zużycia energii elektrycznej poprzez taryfy dystrybucyjne (np. wprowadzenie strefowości w taryfach) – 2011 r. (odpowiedzialność Ministra właściwego ds. gospodarki i Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki). • Wprowadzenie standardu cyfrowej łączności zapewniającego stworzenie warunków do budowy jednolitego, ogólnokrajowego systemu łączności radiowej dla potrzeb energetyki, gwarantującego realizację funkcji łączności głosowej i transmisji danych zarówno w stanach normalnych, jak i w sytuacjach kryzysowych – 2011 r. (odpowiedzialność Ministra właściwego ds. gospodarki). 2. Działanie 1.10. – Kampanie informacyjne i edukacyjne promujące racjonalne wykorzystanie energii (realizacja zadań: 2009 – 2012; odpowiedzialność Ministra właściwego ds. gospodarki i Ministra właściwego ds. środowiska): • Prowadzenie publicznych. • Prelekcje, szkolenia i edukacja (dodatkowo odpowiedzialność Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki). • Dystrybucja materiałów informacyjnych i promocyjnych. • Stworzenie portalu internetowego (dodatkowo odpowiedzialność Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki). • Wspieranie konkursów dotyczących efektywności energetycznej. • Organizacja imprez plenerowych. kampanii informacyjnych z wykorzystaniem mediów Uwzględniając powyższe uwarunkowania można przyjąć następujący program wdrażania bodźcowych programów DSR oferowanych przez OSP: 1. Włączenie tematyki DSR do kampanii informacyjnych i edukacyjnych (w ramach Działania 1.10), promujących racjonalne wykorzystanie energii elektrycznej oraz mechanizmy DSR jako narzędzia służące do poprawy bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, przy jednoczesnym umożliwieniu podmiotom uczestniczącym w tych mechanizmach osiągnięcia korzyści finansowych. 2. Wdrażanie proponowanych programów powinno uwzględniać harmonogram wdrożeń inteligentnego opomiarowania (opracowany w ramach podprojektu Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych, realizowanego w ramach projektu strategicznego C2). 3. Wdrażanie proponowanych programów powinno zostać poprzedzone opracowaniem i przeprowadzeniem ankiety wśród potencjalnych uczestników programów DSR oferowanych przez OSP, mającej na celu: Strona 49 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE a) Ocenę zainteresowania potencjalnych uczestników programów DSR w świadczeniu usługi redukcji obciążenia (uczestniczenia w poszczególnych programach DSR). b) Oszacowanie potencjału uczestników programów DSR w zakresie poszczególnych programów DSR, oraz określenie ich możliwości technicznych obejmujących: • Rodzaj zasobów DSR (wyłączanie urządzeń, redukcja obciążenia (bez wyłączania urządzeń), generacja energii elektrycznej w źródłach wytwórczych). • Maksymalne wielkości wyłączanej/ redukowanej mocy lub generowane ilości energii u danego uczestnika programu. • Maksymalną liczbę wyłączeń w określonym okresie lub maksymalną liczbę uruchomień/ zwiększenia generacji u danego uczestnika programu. • Maksymalny czas trwania wyłączeń/ redukcji obciążenia lub generacji dodatkowej ilości energii u danego uczestnika programu. Wraz z projektem ankiety należy opracować szczegółowe zasady jej przeprowadzenia. c) Określenie oczekiwań ekonomicznych potencjalnych uczestników programów DSR z tytułu uczestnictwa w poszczególnych programach. Przeprowadzenie ankiet pozwoli na opracowanie standardowych umów na świadczenie usług redukcji obciążenia oraz na weryfikację opracowanych zasad funkcjonowania programów DSR, w szczególności w zakresie: • Zasad aktywacji i realizacji poszczególnych programów, w tym ich harmonogramów. • Rozliczeń za świadczenie usługi redukcji obciążenia, a w szczególności zasad wyznaczania cen rozliczeniowych za świadczenie usługi redukcji obciążenia. 4. Wdrażanie proponowanych programów należy rozpocząć od programów pilotażowych, w ramach których zostaną uwzględnione wypracowane zmiany w środowisku prawnym (jedno z zadań realizowanych w ramach projektu strategicznego C2) oraz zostaną zweryfikowane: a) Relacje pomiędzy podmiotami rynku energii elektrycznej związane ze świadczeniem usługi redukcji obciążenia. b) Rodzaje wdrażanych programów DSR. c) Wymagania formalno-prawne dotyczące uczestnictwa w poszczególnych programach DSR, a w szczególności standardy umów o świadczenie usługi redukcji obciążenia. Strona 50 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE d) Standardy komunikacji w poszczególnych programach. e) Mechanizmy aktywacji i funkcjonowania poszczególnych programów. f) Zasady weryfikacji wykonania redukcji obciążenia. g) Zasady wyznaczania cen rozliczeniowych za świadczenie usługi redukcji obciążenia w ramach poszczególnych programów DSR. h) Algorytmy rozliczeń usług redukcji obciążenia. i) Procedury przekazywania danych pomiarowych. 5. Pilotażowe wdrażanie mechanizmów DSR powinno zostać włączone do programu pilotażowego w zakresie wdrożenia inteligentnego opomiarowania, przy czym wdrażanie programów DSR można rozpocząć, w ograniczonym zakresie, przed planowanym rozpoczęciem wdrażania modelu inteligentnego opomiarowania. Wdrażanie programów DSR należy rozpocząć od wybranej grupy odbiorców posiadających układy pomiarowo-rozliczeniowe z godzinową rejestracją danych (grupy taryfowe A, B oraz częściowo C) oraz spełniających warunki techniczne dotyczące redukcji obciążenia, a następnie, wraz z rozwojem inteligentnego opomiarowania w ramach programu pilotażowego w tym zakresie, stopniowo rozszerzać liczbę uczestników programu (lub uruchamiać nowe programy). Proponuje się aby w początkowej fazie wdrażania programów DSR uruchamiać oddzielne programy dla poszczególnych rodzajów ich uczestników: a) Uczestników rynku bilansującego typu URBOK. b) Odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, którzy nie prowadzą samodzielnie działalności na rynku bilansującymi i spełniają warunki techniczne uczestniczenia w programach DSR w sposób bezpośredni. c) URD typu odbiorca, którzy spełniają warunki techniczne uczestniczenia w programach DSR w sposób bezpośredni. d) URB agregujących odbiorców (w pierwszej kolejności odbiorców z grup taryfowych A, B oraz częściowo C, a następnie także z grupy G) oraz dysponujących zasobami DSR typu źródła wytwórcze. Tego typu podejście pozwoli na zweryfikowanie relacji pomiędzy podmiotami rynku energii związanych z ich udziałem w programach DSR. W szczególności pozwoli na weryfikację realizowanych przez te podmioty funkcji w poszczególnych programach DSR, a w szczególności: a) Roli OSD w zakresie przekazywania poleceń dotyczących realizacji redukcji obciążenia i weryfikacji wykonanej redukcji. b) Roli URB jako podmiotów agregujących pośrednich uczestników programów DSR (uczestniczących w programach DSR za ich pośrednictwem) i ich możliwości uczestniczenia w tych programach. Strona 51 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE c) Roli sprzedawców energii elektrycznej jako podmiotów generujących bodźce ekonomiczne dla pośrednich uczestników programów DSR (uczestniczących w programach DSR za pośrednictwem URB). d) Roli operatorów systemu (OSP i OSD) oraz NOP w zakresie pozyskiwania i przekazywania danych pomiarowo-rozliczeniowych. Przyjęte założenia dotyczące kolejności wdrożenia inteligentnego opomiarowania u odbiorców w ramach programu pilotażowego 13 zakładają, że w pierwszej kolejności będzie realizowane opomiarowanie odbiorców z grup taryfowych C2, a następnie C1 i G (ze względu na wielkość zużycia energii przez te grupy odbiorców). Powyższe założenie sprzyja wdrożeniu proponowanych programów DSR należących do OSP ze względu na stosunkowo duży potencjał w zakresie redukcji obciążenia ww. grup odbiorców. Umożliwi też sprzedawcom energii stosowanie zróżnicowanych cen energii w różnych strefach doby, a tym samym dopasowanie oferty cenowej do potrzeb odbiorców. 6. Program pilotażowy powinien zostać przeprowadzony we współpracy z wybranym OSD i powinien obejmować odbiorców z jego obszaru działania. Przy wyborze obszaru wdrożenia programu pilotażowego kluczowe wydaje się skupienie na obszarach o dużej gęstości zaludnienia i na których występuje duża koncentracja potencjalnych uczestników programów DSR. Powinien to być także obszar, w którym występują trudności ze zbilansowaniem (zagrożony brakiem mocy). Z doświadczeń zagranicznych wynika, że przyjęcie harmonogramu wdrażania inteligentnego opomiarowania bazującego na gęstości zaludnienia pozwala objąć tym opomiarowaniem ponad 50% odbiorców jedynie przy 10% pokryciu obszaru działania OSD. Z danych GUS wynika także, że liczba ludności w Polsce zamieszkującej w miastach stanowi ponad 60% ludności przy jedynie niecałych 7% powierzchni kraju. Ponadto, z punktu widzenia celów projektu powinien to być obszar, na którym działają aktywni sprzedawcy energii elektrycznej, którzy swoimi taryfami energii elektrycznej będą wspierali wdrożenie proponowanych programów DSR, dostarczając odbiorcom bodźców ekonomicznych do zmiany ich zachowań w zakresie zużycia energii elektrycznej. Biorąc powyższe pod uwagę oraz uwzględniając fakt, że obecnie w Polsce występują dwaj sprzedawcy energii elektrycznej, którzy są zwolnieni z obowiązku przedkładania Prezesowi URE taryf energii elektrycznej dla wszystkich grup taryfowych odbiorców należy wziąć po uwagę obszary działania następujących OSD: 13 Na podstawie opracowania pt. Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych, wykonanego na zlecenie PSE Operator S.A. przez HP Polska Sp. z o. o. Strona 52 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE a) RWE Stoen Operator Sp. zo.o. (Dostarcza około 5% energii elektrycznej sprzedawanej w Polsce do ponad 900 tys. klientów. Jest właścicielem linii energetycznych o łącznej długości 15 353 km). b) Vattenfall Distribution Poland S.A. (Dostarcza około 11% energii elektrycznej sprzedawanej w Polsce. Jest właścicielem linii energetycznych o łącznej długości 26 757 km, rozmieszczonych na obszarze 4.221 km2). 7. W ramach funkcjonowania programów pilotażowych należy przeprowadzić testy funkcjonowania poszczególnych programów. Testowaniu mogą podlegać następujące elementy: Program EDRP: a) Informowanie (w dniu n-1) uczestników programu przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. b) Informowanie uczestników programu przez OSP o aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. c) Zwrotna odpowiedź uczestników programu dotycząca wielkości możliwej redukcji. d) Przekazywanie poleceń OSP dotyczących wyłączenia/ redukcji obciążenia do uczestników programu (bezpośrednio lub za pośrednictwem OSD). Ponadto można rozważyć testowanie wykonania redukcji obciążenia w ograniczonym zakresie, np. redukcja tylko części deklarowanego obniżenia zapotrzebowania. Program ICR: a) Informowanie (w dniu n-1) uczestników programu przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. b) Informowanie uczestników programu przez OSP o aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji wraz z przekazaniem informacji o prognozowanej wysokości cen CRO w godzinach aktywacji programu. c) Przekazywanie poleceń OSP dotyczących wyłączenia/ redukcji obciążenia do uczestników programu (bezpośrednio lub za pośrednictwem OSD). d) Wykonanie redukcji przez uczestników programu – jako zwrotna odpowiedź uczestników programu dotycząca wielkości redukcji, bez ograniczania ilości pobieranej energii (w tym przypadku można również rozważyć testowanie wykonania redukcji obciążenia w ograniczonym zakresie, np. redukcja tylko części deklarowanego obniżenia zapotrzebowania). Strona 53 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Program DLC: a) Informowanie (w dniu n-1) uczestników programu przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. b) Informowanie uczestników programu przez OSP o aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. c) Przekazywanie poleceń OSP dotyczących wyłączenia/ redukcji obciążenia do uczestników programu (bezpośrednio lub za pośrednictwem OSD). d) Wykonanie redukcji przez uczestników programu – jako zwrotna odpowiedź uczestników programu dotycząca wielkości redukcji i czasy reakcji (bez wyłączania odbiorów). 8. Proponowane programy DSR: EDRP, ICR i DLC powinny być wdrażane równolegle. W ramach programów pilotażowych DSR zostaną ostatecznie zweryfikowane zasady ich funkcjonowania, w tym: • Relacje pomiędzy podmiotami rynku energii elektrycznej związane ze świadczeniem usługi redukcji obciążenia. • Rodzaje wdrażanych programów DSR. • Wymagania formalno-prawne dotyczące uczestnictwa w poszczególnych programach DSR, a w szczególności zapisy standardowych umów o świadczenie usługi redukcji obciążenia. • Zasady funkcjonowania poszczególnych programów DSR, a szczególności zasad ich aktywacji i realizacji oraz związanych z tym harmonogramów. • Rozliczeń za świadczenie usługi redukcji obciążenia, a w szczególności zasad wyznaczania cen rozliczeniowych za świadczenie usługi redukcji obciążenia w ramach poszczególnych programów DSR. Na rys. 9. przedstawiono proponowany zakres działań mających na celu, w połączeniu z wdrażaniem inteligentnego opomiarowania, wdrożenie bodźcowych programów DSR. Strona 54 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Działania przewidziane w Polityce Energetycznej Państwa: działanie 1.9. i 1.10. Odpowiedzialność M.Gospodarki, Kampanie informacyjne i edukacyjne promujące racjonalne wykorzystanie energii (1.10): M. Środowiska, Prowadzenie kampanii informacyjnych z wykorzystaniem mediów publicznych, prelekcje, szkolenia i edukacja, dystrybucja materiałów informacyjnych i promocyjnych, stworzenie portalu Prezes URE internetowego, wspieranie konkursów dotyczących efektywności energetycznej, organizacja imprez plenerowych Zastosowanie technik zarządzania popytem stymulowane poprzez zróżnicowanie dobowe cen energii elektrycznej na skutek wprowadzenia RDB oraz przekazanie sygnałów cenowych odbiorcom za pomocą zdalnej dwustronnej komunikacji z licznikami elektronicznymi (1.9.) Praca ciągła Zastosowanie technik zarządzania popytem umożliwiających podwyższenie współczynnika czasu użytkowania największego obciążenia energii elektrycznej M. Gospodarki, Stworzenie możliwości zastosowania systemu bodźców do racjonalizacji zużycia energii elektrycznej poprzez taryfy dystrybucyjne Prezes URE (wprowadzenie strefowości w taryfach) Wprowadzenie standardu cyfrowej łączności zapewniającego stworzenie warunków do budowy jednolitego, ogólnokrajowego systemu łączności radiowej dla potrzeb energetyki, gwarantującego realizację funkcji łączności głosowej i transmisji danych zarówno w stanach normalnych, jak i w sytuacjach kryzysowych M. Gospodarki, Prezes Stopniowe wprowadzenie obowiązku stosowania liczników elektronicznych Rządowego umożliwiających przekazywanie sygnałów cenowych odbiorcom energii Centrum Legislacji Nałożenie na OSP obowiązku wdrożenia architektury nowego modelu rynku energii elektrycznej, w tym wprowadzenie rynku dnia bieżącego 2010 30.04.2010. 31.07.2010. 2011 31.03.2011. 01.07.2011. 2013 2012 Projekt mechanizmów DSR Standardy opomiarowania Projekt C2 Model rynku opomiarowania i model biznesowy Środowisko prawne i akceptacja społeczna NOP Założenie Spółki NOP Zbudowanie Bazy Odczytów NOP – 2011 Rozpoczęcie kolekcji pomiarów – 2012 PILOT – Wdrażanie inteligentnego opomiarowania Wybrany OSD (obszar) wg kryteriów: • • • Zagrożenie brakiem mocy Największa gęstość zaludnienia Wielkość obszaru Wdrażanie mechanizmów DSR oferowanych przez OSP Ankiety dotyczące zainteresowania odbiorców świadczeniem usług DSR: • Rodzaj programu • • Potencjał strony popytowej Oczekiwania w zakresie wynagrodzenia za udział w programach DSR PILOT DSR – weryfikacja: Pilotażowy program DSR: • Dla wybranych programów (np. DLC) • Dla wybranych odbiorców (grupy taryfowe A, B, C, • • • • • dysponujących układami pomiarowo-rozliczeniowymi z godzinową rejestracją danych) Standardów umów o świadczenie usługi DSR Standardów komunikacji w programie Zasad aktywacji i funkcjonowania programów Zasad weryfikacji wykonania redukcji Zasad przekazywania danych pomiarowych Rozszerzanie pilotażowego programu DSR (lub uruchamianie nowych programów): • Kolejni uczestnicy, w tym z grup taryfowych G • Kolejne typy programów (np. EDRP) Infrastruktura SM na stacjach SN/nN OSP Wdrażanie inteligentnego opomiarowania Infrastruktura SM dla odbiorców z grupy C1 Infrastruktura SM dla odbiorców z grupy C2 Wybrana grupa odbiorców z obszaru tego OSD Infrastruktura SM dla odbiorców z grupy G Roll-out 31.12.2015. – 51% 31.12.2016. – 70% Roll-out Roll-out 31.12.2017. – 80% 8 lat 01.01.2012. Wdrażanie mechanizmów DSR (zwiększanie liczby uczestników programów): • • OSP, OSD, NOP, uczestnicy programów Równoległe wdrażanie wybranych programów Zawieranie umów o świadczenie usługi DSR Funkcjonowanie mechanizmów DSR Rys. 9. Proponowany zakres działań mających na celu wdrożenie bodźcowych programów DSR. 5.2. Programy taryfowe DSR Właścicielami proponowanych do wdrożenia w warunkach krajowych programów DSR z grupy programów taryfowych będą sprzedawcy energii elektrycznej. Programy z tej grupy programów DSR są ukierunkowane przede wszystkim na długoterminowe zwiększenie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego, poprzez ich wpływ na zmianę zachowań odbiorców energii w zakresie zużywanej przez nich energii elektrycznej. Najskuteczniejszym narzędziem do osiągnięcia tego typu celów są taryfy wielostrefowe energii elektrycznej. Wdrożenie mechanizmów DSR z grupy programów taryfowych wymaga występowania bodźców ekonomicznych skierowanych do odbiorców energii elektrycznej, w tym do odbiorców w gospodarstwach domowych. Najistotniejszym czynnikiem powodującym, że Strona 55 z 56 Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE odbiorca przystąpi do danego programu i zmieni swoje zachowania w zakresie zużycia energii elektrycznej są korzyści ekonomiczne jakie odbiorca może osiągnąć z tego tytułu. Wymaga to, oprócz spełnienia uwarunkowań technicznych (inteligentne opomiarowanie) oraz opracowania różnych programów taryfowych kierowanych do różnych grup odbiorców, przeprowadzenia akcji informacyjnych służących do zwiększenia świadomości odbiorców w zakresie efektywnego wykorzystania energii elektrycznej. Obecnie podstawowym ograniczeniem wdrożenia tego typu programów jest istniejący system opomiarowania, oparty przede wszystkim na licznikach indukcyjnych uniemożliwiających rejestrację pobieranej energii w poszczególnych strefach czasowych doby. Ponadto grupa taryfowa G stanowi ostatnią grupę odbiorców, dla których ceny energii pozostają regulowane (nie dotyczy to odbiorców 2 przedsiębiorstw: Vattenfall Sales Poland S.A. oraz RWE Polska S.A.). Z powyższych względów, oprócz wymiany systemu opomiarowania, powinny zostać podjęte działania mające na celu opracowanie zmian w regulacjach prawnych stwarzających warunki do zwolnienia przedsiębiorstw energetycznych z obowiązku zatwierdzania taryf energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców. Strona 56 z 56
