STEROWANIE POPYTEM NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ W

Dariusz BOBER
STEROWANIE POPYTEM NA ENERGIĘ
ELEKTRYCZNĄ W SYTUACJACH NIEDOBORU
MOCY – PRZEGLĄD METOD
STRESZCZENIE Bezpieczeństwo energetyczne to zagadnienie
równowaŜenia moŜliwości wytwórczych dostawców energii wobec
zapotrzebowania odbiorców wraz z uwzględnieniem ograniczeń
wynikających z parametrów technicznych sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Poszczególne obszary cechuje zróŜnicowana dynamika
reakcji na czynniki destabilizujące ich funkcjonowanie, co przy
wzajemnej współzaleŜności obszarów stanowi o złoŜoności zagadnienia bezpieczeństwa energetycznego. Bezpieczeństwo energetyczne, jako problem wraŜliwy skupia uwagę wielu środowisk, często
przyjmując wydźwięk czarnego scenariusza, jednak jest to problem
rozwiązywalny. Jak kaŜde zadanie złoŜone, naleŜy je rozłoŜyć na
problemy prostsze i kolejno rozwiązywać. W niniejszej publikacji
rozwaŜony będzie problem bezpieczeństwa elektroenergetycznego
na wybranym i skalowalnym obszarze. Przedstawiono autorski
pomysł przeciwdziałania wybranym zagroŜeniom niedostarczenia
energii elektrycznej do odbiorców. Z uwagi na obszar zastosowania
proponowanego modelu sterowania zuŜyciem energii elektrycznej,
scharakteryzowano inne znane metody sterowania stroną popytową
bilansu mocy elektrycznej w systemach elektroenergetycznych.
Słowa kluczowe:
energetyczne
DSM,
tryby
zasilania,
bezpieczeństwo
mgr inŜ., Dariusz BOBER,
e-mail: [email protected]
Wydział Elektrotechniki i Informatyki Politechniki Lubelskiej
Instytut Informatyki
PRACE INSTYTUTU ELEKTROTECHNIKI, zeszyt 238, 2008
38
D. Bober
1. WSTĘP
W Polsce głębszego znaczenia zadanie sterowania zuŜyciem energii
elektrycznej nabrało w latach 80-tych ubiegłego wieku kiedy to, po głębokich
deficytach mocy w latach 1975-81 w naszym systemie elektroenergetycznym
[40], zaczęto poszukiwać rozwiązań pozwalających na minimalizację strat
ekonomicznych wynikających z koniecznych wyłączeń odbiorców. Jedną
z opracowanych wówczas metod był Racjonalny Rozdział Ograniczeń (RRO)
rozwijana między innymi przez J. Sozańskiego [50] z Politechniki
Świętokrzyskiej. Niewątpliwą zaletą metody RRO jest element centralnego
planowania i szacowania globalnego w stali kraju kosztu ograniczeń dostaw
mocy. Jednak z uwagi na niską dynamikę operacyjną metody RRO nie jest ona
obecnie wykorzystywana. Zastąpiono ją wprowadzeniem Stopni Zasilania. Na
podstawie art. 11 ustawy Prawo Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997r, oraz
Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 (Dz. U. Nr 59 poz. 518,
z późn. zm.), najwięksi odbiorcy krajowi są zobowiązani do ograniczania poboru
mocy do poziomu obowiązującego w danym stopniu zasilania. Metoda ta nie
wyznacza na poziomie centralnym globalnego kosztu niedostarczenia energii
elektrycznej. Kwestię minimalizacji tego kosztu pozostawia odbiorcom energii
elektrycznej, którzy sami decydują, które odbiorniki wyłączyć, aby zmniejszyć
pobór mocy do wymaganego poziomu. W przypadku braku moŜliwości pokrycia
zapotrzebowania na energię elektryczną przez system elektroenergetyczny,
bądź to na skutek planowanych lub awaryjnych wyłączeń urządzeń
wytwórczych, lub przesyłowych, bądź na skutek nadmiernego, nieplanowanego
wzrostu popytu na energię elektryczną, konieczne staje się stosowanie
odłączeń części odbiorców na ograniczonym obszarze od sieci – awarie
sieciowe, lub odłączeń odbiorców na znacznym obszarze – awarie systemowe
(ang. blackout).
Aby zmniejszyć uciąŜliwość stosowania ograniczeń podaŜy energii
elektrycznej, jak równieŜ uniknięcia ryzyka wystąpienia deficytów mocy
w systemie elektroenergetycznym, zwrócono uwagę na moŜliwości bilansowe
strony popytowej systemu elektroenergetycznego [52]. Na początku lat 90-tych
ubiegłego wieku powstała idea zarządzania stroną popytową DSM (ang.
Demand Side Management) [24], w myśl której podmioty gospodarcze
zajmujące się produkcją i dystrybucją energii elektrycznej, jak i równieŜ organy
władzy krajowej czy samorządowej, mają za zadanie uświadamiać
społeczeństwo – odbiorców energii elektrycznej – jego roli w zakresie
gospodarki energią i oszczędnego korzystania z zasobów. Wówczas to pojawił
się obowiązek znakowania odbiorników energii elektrycznej symbolami
A, B, …, E – oznaczającymi energochłonność danego odbiornika. Odbiorcy
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
39
zaczęli uświadamiać sobie, Ŝe odbiornik klasy A (najbardziej energooszczędny)
eksploatowany w odpowiednio długim czasie daje wyraźne oszczędności
w postaci niŜszego rachunku za energię elektryczną. Na rynku pojawiły się
Ŝarówki energooszczędne, a w telewizji pojawiał się obraz przekreślonej
Ŝarówki przypominający „wyłącz zbędny odbiornik energii elektrycznej”. Metody
typu DSM rozwinęły się do szerokiej gamy mechanizmów stosowanych w celu
lepszego i bardziej racjonalnego gospodarowania energią, w tym energią
elektryczną [56].
2. PRZEGLĄD METOD STEROWANIA POPYTEM NA
ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ
Spośród moŜliwych metod sterowania popytem na energię, omówione
zostaną te, które mają cechy wspólne z zaproponowaną przez autora nową
metodą sterowania zuŜyciem energii elektrycznej.
2.1. Racjonalny Rozdział Ograniczeń
Metoda racjonalnego rozdziału ograniczeń RRO [50], bazowała na
ankietach opracowywanych w oparciu o nośnik papierowy. W ankietach
respondenci (duŜe zakłady przemysłowe1), w horyzoncie czasowym jednego
roku, przedstawiali zapotrzebowanie i przewidywany koszt niedostarczonej
energii. Następnie ankiety te były przetwarzane na stopniu centralnym,
z wykorzystaniem dostępnych wówczas maszyn liczących „Odra 1305”.
W obliczeniach poszukiwano minimum funkcji (1) reprezentującej globalne
straty K S spowodowane niedoborem mocy Po w zakładach objętych ankietą.
Funkcja strat:
n
K S (Po ) = ∑ K Si (Poi )
(1)
i =1
przy załoŜonych łącznych ograniczeniach:
n
Po = ∑ Poi
(2)
i =1
1
Z uwagi na czasochłonność przetwarzania metoda RRO nie dotyczyła odbiorców
indywidualnych
40
D. Bober
W efekcie metoda ta prowadziła do wyznaczenia optymalnego planu wyłączeń,
który następnie rozsyłano do zakładów w postaci planowanych wyłączeń
dostaw energii elektrycznej.
Niewątpliwą zaletą metody RRO jest element centralnego planowania
i szacowania globalnego w skali kraju kosztu ograniczeń dostaw mocy. Jednak
przetwarzanie danych tą metodą jest obarczone duŜą bezwładnością – plany
ograniczeń opracowuje się raz w roku i na cały rok, co przy duŜej dynamice
gospodarki wolnorynkowej stanowi powaŜny mankament tej metody. Nierzadko
jeden rok to czas wzlotu wybranego produktu, pojawienia się tzw „gwiazdy” –
hitu na rynku [35], i przedsiębiorstwo produkujące dany produkt, nie
uwzględniając w planach ograniczeń mocy wzrostu sprzedaŜy produktu
poniesie ponad planowe koszty wynikające z wystąpienia ograniczeń – koszt
nieosiągniętej sprzedaŜy. Metoda RRO jest mało elastyczna i posiada elementy
dyskryminacji przedsiębiorstw wytypowanych w toku planowania ograniczeń
mocy. Więcej informacji na temat metody RRO zamieszczono w [21, 50].
2.2. Stopnie zasilania
Podobną do metody racjonalnego rozdziału ograniczeń RRO jest metoda
planowego wprowadzania ograniczeń w poborze mocy według „stopni
zasilania”. Metoda ta stosowana jest do dzisiaj. W tabela 1 przedstawiono
wykaz dopuszczalnego poboru mocy obowiązujący w okresie 1 września 2006
do 31 sierpnia 2007 w jednym z lubelskich przedsiębiorstw produkcyjnych.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą zostać
wprowadzone przez operatora elektroenergetycznego systemu przesyłowego–
PSE – Operator S.A. lub operatora systemu dystrybucyjnego. Działania te
regulowane są przez art. 11 Prawa Energetycznego [55], a szczegółowe
zasady i tryb wprowadzania ograniczeń określa Rozporządzenie Rady
Ministrów z dnia 11 marca 2003 roku [45].
Plany ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej określono
w stopniach zasilania od 11 do 20. W czasie obowiązywania danego stopnia
zasilania obowiązuje pobór mocy do wysokości określonej w tabeli opracowanej
przez danego odbiorcę, a tym samym obowiązującej dla niego (np. tabela 1).
Stopień 20-sty zasilania określa, iŜ odbiorca moŜe pobierać moc do wysokości
minimum niezbędnego dla zapewnienia bezpieczeństwa ludzi i zapobieŜeniu
uszkodzeniom obiektów technologicznym.
Ograniczenia w poborze mocy są realizowane przez odbiorców, co
oznacza, Ŝe to odbiorca decyduje, które urządzenia odbioru w danym czasie
wyłączyć, aby utrzymać pobór energii elektrycznej w granicach obowiązującego
stopnia.
41
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
TABELA 1
Dopuszczalny pobór mocy obowiązujący w jednym z lubelskich zakładów produkcyjnych
w latach 2006/2007.
Dopuszczalny pobór mocy [MW]
Stopień
Pora
zasilania
dnia
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
IX
X
XI
XII
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
2006 2006 2006 2006 2007 2007 2007 2007 2007 2007 2007 2007
R
2.15
2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15
W
2.15
2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15 2.15
R
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
W
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
R
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
W
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
R
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
W
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
R
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
W
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
R
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
W
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
R
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
W
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
R
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
W
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
R
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
W
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
R
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
W
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
Źródło: materiały otrzymane w zakładzie produkcyjnym [33]
Jest to metoda bardziej liberalna, i pozwala przedsiębiorstwu reagować
elastycznie na pojawiające się komunikaty o ograniczeniach mocy zasilania.
Omawiane tu przedsiębiorstwo [33] moŜe np. nie reagować na zmianę stopnia
zasilania z 12 na 15, po czym dokonać skokowego wyłączenia poboru mocy
o 0,6 MW wyłączając takie obiekty jak młyn produkujący mąkę, elewator, który
nie będzie miał dokąd podawać zboŜa przy niepracującym młynie. Pozostawi
natomiast pracujące obiekty ekstruzji produkującej płatki śniadaniowe, gdyŜ wg
wskaźników bieŜącej sprzedaŜy - rynek potrzebuje płatków, a zapas mąki
pozwala na ciągłą produkcję. Dodatkowo linia technologiczna ekstrudera
pracująca z wyrobami słodzonymi, pod wysokim ciśnieniem i pod wysoką
temperaturą ma odpowiednio dłuŜszy czas bezpiecznego wyłączenia (ok. 40
minut) niŜ linie młyna (ok. 5 min) i linie elewatora (ok. 1 min). Niedotrzymanie
42
D. Bober
bezpiecznego czasu wyłączenia wiązałoby się z uszkodzeniem linii
technologicznej, lub z pracochłonnym procesem ręcznego jej oczyszczania.
Komunikaty operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego
o sto-pniach zasilania, obowiązujących w najbliŜszych 12 godzinach i przewidywanych na kolejne 12 godzin, są komunikatami radiowymi. Tak zwane
„komunikaty energetyczne” emitowane w programie I Polskiego Radia S.A.
w godzinach:
• 7:55
• 19:55
i obowiązują w czasie określonym w komunikatach. Przykładowa treść
komunikatu radiowego: „Operator systemu elektroenergetycznego – PSE –
Operator S.A. ogłaszają dla obszaru, od godziny A do godziny B dnia X stopień
zasilania P i przewidują od godziny C do godziny D dniaY stopień zasilania R”.
W przypadku konieczności zmiany stopnia zasilania w godzinach innych
niŜ podawane komunikaty radiowe, stosowane jest indywidualne
powiadamianie odbiorców. Treść powiadomienia indywidualnego ma charakter
nadrzędny nad komunikatami radiowymi.
Bezwładność sterowania tą metodą wynosi maksymalnie 12 godzin.
Charakterystyczny jest tu równieŜ znaczny skok mocy regulacyjnej (patrz
tabela 1), przez co metoda ta jest do zastosowania na odpowiednio wyŜszych
poziomach hierarchii w strukturze dystrybucji energii elektrycznej.
2.3. Taryfy jako mechanizm sterowania
popytem
Taryfy sprzedaŜy energii elektrycznej to kolejna metoda sterowania
zuŜyciem energii elektrycznej typu DSM. Stosuje się takie konstrukcje, aby
odbiorcy nie opłacało się pobieranie energii w określonym czasie –
zmniejszenie popytu; lub teŜ by zachęcić go do zwiększonego poboru energii
w czasie gdy jest ona bardziej dostępna.
Do typowych rozwiązań taryfowych w Polsce [49] i na świecie [9] naleŜą taryfy:
• jednoczłonowe, jedno- i wieloczasowe, które kierowane są do małych
uŜytkowników przemysłowych, handlu oraz gospodarstw domowych;
• wieloczłonowe i wieloczasowe, kierowane do wielkich i średnich
odbiorców przemysłowych.
Taryfy jednoczłonowe zawierają głównie ceny za energię elektryczną i
usługi przesyłowe, taryfy wieloczłonowe uwzględniają równieŜ stawki za moc,
przekroczenia mocy, zasilanie rezerwowe, itp. Składnik czasowy w taryfach
uwzględnia zmianę ceny energii (taryfy wieloczasowe) w cyklu dobowym,
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
43
tygodniowym – dni robocze/wolne od pracy, sezonowość – zima/lato, lub
pozostawia stawkę za jednostkę energii elektrycznej niezmienną (taryfy
jednoczasowe) w ciągu całej doby i niezmieniającą się ani w cyklu sezonowym,
ani roboczym.
Stała cena energii w taryfach jednoczasowych nie stymuluje odbiorcy do
zmiany własnych zachowań. Bez względu na porę dnia, czy porę roku, odbiorca
za zuŜytą energię – konsumpcję czynności z tym związanej – zapłaci stałą
cenę, niezaleŜnie czy np. pranie wykona w godzinach szczytu obciąŜenia, czy
w porze nocnej. Odbiorca rozliczany według taryfy jednoczasowej nie posiada
bodźca zachęcającego go do przeniesienia wykonania danej czynności na czas
dolin obciąŜenia.
Pod względem kształtowania obciąŜenia taryfa wieloczasowa jest
bardziej efektywna, gdyŜ dostarcza odbiorcom bodźce cenowe do
racjonalizowania zuŜycia energii – przeniesienie konsumpcji w czas niŜszych
cen, dolin obciąŜenia.
Taryfa wieloczłonowa moŜe równieŜ zawierać elementy mobilizujące
dostawcę energii elektrycznej do utrzymania wysokiej niezawodności dostaw
energii [40], np. taryfa obowiązująca w stanie Wiktoria w Australii [34],
uwzględnia współczynnik korekcyjny ceny za niedotrzymanie parametrów
niezawodno-ściowych.
Rys. 1. ZaleŜność ceny jednostkowej energii elektrycznej poszczególnych typów
taryf od udziału ryzyka fluktuacji cen na rynku hurtowym [47]
Siła oddziaływania taryfy na kształt krzywej obciąŜenia elektrycznego
mierzona jest za pomocą współczynnika elastyczności cenowej popytu2.
W pracy [48] przedstawiono wyniki badań nad elastycznością cenową popytu
2
Elastyczność cenowa popytu na dane dobro, jest definiowana jako stosunek relatywnej
zmiany zapotrzebowania na to dobro do relatywnej zmiany jego ceny [35]
44
D. Bober
odbiorców energii elektrycznej grup taryfowych A23, B23, B22, B21 oraz C22a
i C21. Wskazują one na największą elastyczność cenową odbiorców w grupach
rozliczanych trójstrefowo. Wskazano, Ŝe elastyczność cenowa popytu dotyczy
nie tylko energii elektrycznej, ale jest takŜe cechą popytu na moc umowną –
poziom mocy zamawianej przez odbiorców. Wskazano równieŜ na brak
elastyczności w przypadku odbiorców grupy C, mimo wzrostu realnych stawek
za moc – popyt wzrastał. Istotną cechą popytu wykazaną w grupach objętych
badaniem był brak elastyczności krzyŜowych3, co jest interpretowane jako brak,
ze strony odbiorców, postrzegania energii elektrycznej dostępnej w sąsiednich
strefach rozliczeniowych jako dóbr substytucyjnych. Jako przyczyny takiego
zachowania wskazano:
• specyfika odbiorców objętych badaniem, np. rodzaj działalności nie
pozwalał przenieść zapotrzebowania na energię w inną część doby,
• niedostosowanie taryf, zbyt niska rozpiętość stawek, źle dobrany rozkład
i długość stref rozliczeniowych,
• niewłaściwa segmentacja odbiorców.
W publikacji [47] podjęto kwestie zaleŜności stawek końcowych za
jednostkę energii elektrycznej dostarczanej w ramach poszczególnych grup
taryfowych, a ceną energii elektrycznej zakupywanej przez spółki dystrybucyjne
na rynku hurtowym. Obrót energią na zasadach konkurencyjności niesie za
sobą ryzyko związane ze zmiennością cen. ZaleŜność ceny końcowej – stawki
taryfowej, od ryzyka ponoszonego przez dostawcę i odbiorcę energii
elektrycznej przedstawia rysunek 1. Przyjęto zasadę, Ŝe im wyŜsze ryzyko
finansowe dostawcy tym wyŜsza jednostkowa cena sprzedaŜy energii i tak
zwana premia za ryzyko.
Rozwiązaniem, które w pełni chroni odbiorcę przed fluktuacją cen jest
opłata stała, bez względu na ilość zuŜytej energii. Najczęściej ofertę stałą spółki
dystrybucyjne kierują do największych odbiorców, którzy ze względu na
określony charakter produkcji posiadają ustabilizowany pobór mocy. Brak jest
ofert z opłatą stałą dla odbiorców małych o poborze do 100 kWh w roku, gdyŜ
wykazują duŜą zmienność w poborze energii, co uniemoŜliwia wyznaczenie
stawki opłaty. Ten zarzut podwaŜono w pracy [36], gdzie autorzy przedstawiają
wyniki z pilotaŜowego programu objęcia taryfą płaską 500 odbiorców
indywidualnych w stanie Georgia, USA.
3
Elastyczność krzyŜowa popytu na dobro „a” względem ceny dobra „b” jest relacją pomiędzy
względną zmianą zapotrzebowania na dobro „a” wobec względnej zmiany ceny dobra „b”.
Dodatnia wartość wskaźnika krzyŜowego oznacza traktowanie przez konsumentów dóbr „a” i „b”
jako dóbr substytucyjnych [35]
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
45
Taryfa płaska, stosowana najpowszechniej, gwarantuje stałą cenę
jednostkową w ciągu doby i roku. Niewielkie ryzyko odbiorcy jest okupione
odpowiednio wyŜszą ceną jednostkową (rys. 1).
NajniŜsze ryzyko dostawca energii elektrycznej ponosi w przypadku
stosowania taryf dynamicznych [9]. Taryfy dynamiczne konstruowane są
najczęściej
z wykorzystaniem następujących rozwiązań [47]:
• dostawca wyróŜnia pewne typy dni (niskich, przeciętnych i wysokich cen,
przypisuje im profile ceny i określa częstotliwość występowania
w roku. Następnie informuje odbiorcę z wyprzedzeniem, jaki będzie
obowiązywał profil w kolejnej dobie. Rozwiązanie takie jest stosowane np.
we Francji, gdzie program taryfowy nosi nazwę „Tempo” [48] i oferuje trzy
rodzaje dni: niebieski – niskie ceny; biały – ceny umiarkowane; czerwony
– ceny energii wysokie. Odbiorca znając „kolor” obowiązujący w danym
dniu odpowiednio planuje własne zapotrzebowanie na energię
elektryczną,
• dostawca wprowadza do taryfy wielostrefowej dodatkowe stawki dla
okresów o wysokich cenach na rynku hurtowym. Odbiorcy są informowani
o czasie obowiązywania i wysokości stawki z odpowiednim
wyprzedzeniem. W niektórych przypadkach ustalone wysokości stawek są
zastępowane cenami z rynku bieŜącego – ceny spot [54],
• dostawca gwarantuje klientom stałe stawki do pewnej ustalonej wielkości
zuŜycia energii, a przekroczenie ustalonego poziomu powoduje przejście
na rozliczanie w cenach rynku bieŜącego [9],
• na podstawie historii poboru energii przez danego odbiorcę, ustalana jest
dla niego stawka do zapłaty z góry. Ostateczne rozliczenie następuje po
umówionym okresie. Za zuŜycie poniŜej poziomu bazowego odbiorca
otrzymuje zapłatę równą iloczynowi zaoszczędzonej energii i średniej ceny
na rynku bieŜącym. ZuŜycie przekraczające poziom bazowy jest
rozliczane wg cen z rynku bieŜącego.
Taryfy dynamiczne współistnieją często z automatycznym sterowaniem
pracą urządzeń po stronie odbiorców, np. w duŜych biurowcach (ang.
Commercial Building) [29, 41]. Aby uniknąć zwiększonych kosztów odbiorcy
inwestują
w automatykę pozwalającą na sterowanie urządzeniami odbiorczymi np.
klimatyzacją, ogrzewaniem, wentylacją, itp. Co znajduje ekonomiczne
uzasadnienie w przypadku stosowania przez dostawcę energii elektrycznej
„taryf czasu rzeczywistego” RPT (ang. real-time pricing) [22, 23]. Wówczas
dostawca unika ryzyka związanego z wzrostem cen hurtowych energii
elektrycznej, a ryzyko nadmiernego wzrostu cen CPP (ang. critical peak proces)
46
D. Bober
jest przenoszone na odbiorcę. Na rysunku 2 przedstawiono uzasadnienie
stosowania mechanizmów pozwalających na zmniejszenie zuŜycia energii
przez odbiorcę w przypadku nadmiernego wzrostu jej ceny nabycia.
Rys. 2. Taryfy czasu rzeczywistego RTP, niosą w sobie ryzyko nadmiernego
wzrostu cen CPP [42]
Zespół Center For Energy Economic & Enviromental Policy z Stanowego
Uniwersytetu New Jersey, w swym opracowaniu [1] przedstawia model taryf
czasu rzeczywistego opracowany dla stanu New Jersey, Stany Zjednoczone.
W modelu tym zespół uwzględnił taryfy całkowicie i częściowo dynamiczne,
przyjmując parametr RPT na poziomie 20%, 50% i 100%. Badaniem zostały
objęte weekendy szczytowe dla lata (sierpień 15-19, 2005) i zimy (styczeń
24-28, 2005). Wskazano w nim na pozytywny wpływ wzrostu udziału odbiorców
rozliczanych wg taryfy dynamicznej (rys. 3). Odbiorcy odczuwający wysoką
cenę jednostki energii pobieranej w okresach szczytu – ograniczają jej pobór,
natomiast chętniej wykorzystują tańszą energię w okresie dolin.
Wracając do krzywej gradientu ryzyka zmienności cen na ryku hurtowym,
(rys. 1), pomiędzy taryfą płaską a taryfami dynamicznymi usytuowane są taryfy:
wielostrefowa, i taryfy z wyłączeniem. W taryfie wielostrefowej bieŜące
sterowanie popytem jest utrudnione przez ustalanie stawek na dłuŜsze okresy4
[16]. Pomimo to, taryfa wielostrefowa dostarcza odbiorcom bodźców do
4
W polskim systemie taryf wszelkie zmiany stawek wymagają akceptacji Prezesa URE [44], co
dodatkowo wydłuŜa bezwładność sterowania.
47
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
Rys. 3. Oddziaływanie taryf dynamicznych
zapotrzebowania na energię elektryczną [1]
na
kształt
krzywej
ograniczania zuŜycia w szczytach obciąŜenia i zwiększonego korzystania
z energii w okresach niskich cen – doliny obciąŜenia. PoniewaŜ takie
rozwiązanie nie uwzględnia rzeczywistej zmienności kosztów dostawy energii,
dostawca uwzględnia to w odpowiednio wyŜszej od taryfy dynamicznej cenie
jednostki energii.
Innym sposobem zabezpieczenia się dostawcy przed nadmiernym
wzrostem cen energii na rynku hurtowym jest umowa z odbiorcą energii
o czasowym wyłączaniu odbioru poprzez sterowanie urządzeniami po stronie
odbiorcy [47]. Taryfa z wyłączeniem to połączenie taryfy płaskiej, lub
wielostrefowej, ze sterowaniem urządzeniami u odbiorcy. W umowie z klientem
zamieszczana jest klauzula, w której odbiorca akceptuje przerwy w dostawie
całości lub części pobieranej mocy albo sam zgadza się ograniczyć pobór mocy
na Ŝądanie dostawcy [10]. Czas trwania wyłączeń jest uzgodniony i przypada
na okresy wysokich cen energii na rynku hurtowym lub okresy niskiej
niezawodności systemu elektroenergetycznego [49].
Miarą atrakcyjności danego dobra i odniesienie popytu na nie
w zaleŜności od ceny tego dobra jest elastyczność cenowa popytu. W publikacji
[47] zamieszczono wyniki badań elastyczności cenowej grup taryfowych G11
i G12. Analiza obejmuje lata 1997-2002 dla dwu krajowych spółek
dystrybucyjnych oznaczonych przez autorkę symbolami ZE1 i ZE2. Na
48
D. Bober
podstawie badań autorka wysuwa ciekawe wnioski, z których najistotniejsze
przytoczono poniŜej:
• badania podatności grup taryfowych G11 i G12 wymagają większej wiedzy
o odbiorcach, tj. znajomości indywidualnych profili zuŜycia oraz
wyposaŜenia w odbiorniki elektryczne,
• niskie elastyczności cenowe popytu na energię w grupach objętych
badaniem, wskazują, Ŝe sterowanie popytem przy uŜyciu taryf powinno
być wspierane przez inne narzędzia DSM, w szczególności
doinformowanie społeczeństwa i zastosowanie środków technicznych.
Wnioski te znajdują odniesienie w proponowanym przez autora niniejszej
pracy modelu sterowania zuŜyciem energii elektrycznej poprzez hierarchiczny
system sterowania dostępnością trybów zasilania w lokalizacji odbiorcy.
Bogaty zasób prac badawczych nad wpływem róŜnego rodzaju taryf
energii elektrycznej na kształtowanie krzywej popytu wykonano na gruncie
amerykańskim [1, 4, 9, 10, 23, 36, 37], co wskazuje na wagę tego problemu
w warunkach urynkowienia, a zatem począwszy od 1 lipca 2007, zagadnienia te
stało się istotne równieŜ dla polskiego odbiorcy. Szersza analiza zagadnienia
prowadzona jest równieŜ na stronach serwisów tematycznych [12, 17].
2.4. Wirtualne elektrownie regulacyjne
Wirtualne elektrownie regulacyjne (WER lub VPP z ang. Virtual Power
Plants) [18, 25] są kolejną metodą aktywnego oddziaływania na stronę
popytową bilansu mocy systemu elektroenergetycznego. W metodzie WER
stosuje się dedykowane systemy informatyczne komunikujące się ze ściśle
określonymi odbiornikami energii elektrycznej, o odpowiednio duŜej mocy po
stronie klienta. Najczęściej wskazywane są tutaj odbiorniki akumulacyjne, które
bez większego uszczerbku dla komfortu uŜytkowania mogą być sterowane
przez zewnętrznego operatora. W przypadku potrzeby pozyskania mocy
regulacyjnej ze strony popytowej, odłącza się te odbiory. Tym sposobem
kompensuje się zwiększone zapotrzebowanie na moc w innym obszarze
systemu elektroenergetycznego. Zasada działania wirtualnej elektrowni jest
podobna, mianowicie:
• wirtualna
elektrownia
dysponuje
mocą
równą
sumie
mocy
zarejestrowanych urządzeń po stronie odbiorcy energii elektrycznej,
• w sytuacji wymagającej pozyskania owej mocy wirtualna elektrownia za
pomocą łącz komunikacji elektronicznej załącza lub odłącza urządzenia
po stronie odbiorcy, w ten sposób wprowadzając lub wyprowadzając moc
z systemu elektroenergetycznego.
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
49
Funkcjonalność regulacyjna wirtualnych elektrowni pozwala na
zmniejszenie w określonych miejscach zapotrzebowania na energię
elektryczną. Zaoszczędzona energia posiada wiele zalet w porównaniu do
wyprodukowanej (np. brak konieczności jej przesyłu). Jednostkę
zaoszczędzonej w ten sposób energii elektrycznej określa się mianem
„negawatu”. Przykładem praktycznego zastosowania wirtualnych elektrowni
negawatowych jest system zwany VNPP(R) zainstalowany w Chicago, USA,
który to system tamtejsze zakłady energetyczne stosują do szerokiego zakresu
kontroli komercyjnych, przemysłowych i rządowych instalacji oświetleniowych,
stosując od komunikacji elektronicznej bezpieczne protokoły sieci Internet.
W Polsce przykładem wirtualnej elektrowni regulacyjnej jest projekt PELP [19].
Spotyka się równieŜ „finansową” odmianę wirtualnych elektrowni
regulacyjnych, gdzie w „obrocie” nie występuje jednostka mocy MW,
a zastępuję się ją wymiarem kwotowym wynikającym ze zwiększonego kosztu
pozyskania energii elektrycznej w określonym horyzoncie czasowym [58]. Tu
stroną „obrotu” staje się instytucja finansowa, która w rzeczywistości
ubezpiecza podmiot obrotu energią na wypadek nagłego wzrostu cen. Przykład
modelu biznesowego wirtualnej elektrowni przestawia rys. 4.
Rys. 4. Model biznesowy wirtualnej elektrowni regulacyjnej [31]
50
D. Bober
Koncepcja WER promowana jest przez entuzjastów [3, 19], którzy
dopatrują się w niej moŜliwości osiągnięcia obopólnych korzyści wynikających
z właści-wszego zarządzania dostępną mocą: dostawca energii nie ponosi
kosztów błędu prognozy oraz posiada mechanizm reagowania w sytuacji awarii;
odbiorca natomiast moŜe taniej eksploatować swoje urządzenia przy praktycznie nieodczuwalnym spadku komfortu uŜytkowania urządzeń zarządzanych
przez dostawcę. Jednak wobec rosnącego zapotrzebowania na energię
elektryczną oraz wzrostu wraŜliwości odbiorników na przerwy w zasilaniu
metody WER w obecnej postaci mogą okazać się niewystarczające [30].
Prezentowana w artykule koncepcja trybów zasilania jest w wielu
miejscach zbieŜna, choć niezaleŜna5, z metodami WER. Wiele spośród zalet
metod WER pozostaje aktualna równieŜ w przypadku modelu trybów zasilania
i hierarchicznego sterowania zuŜyciem energii elektrycznej. Metoda trybów
zasilania obejmuje wszystkie odbiorniki energii elektrycznej po stronie odbiorcy,
a nie jak w przypadku WER – tylko wybrane. Następuje unifikacja pojęcia
urządzenia funkcjonującego pod kontrolą operatora zewnętrznego. Takim
urządzeniem moŜe być kaŜdy odbiornik energii elektrycznej niezaleŜnie od jego
mocy znamionowej, steruje się całą grupą urządzeń zasilanych w ramach
danego trybu. Odbiorca ma moŜliwość dynamicznego konfigurowania
odbiorników wchodzących w skład danej grupy.
2.5. Priorytetowanie wewnętrznych linii
zasilających
Koncepcja metody prezentowana jest m. in. w [51]. W pracy tej autor
wskazuje na potrzebę wydzielenia w obwodach odbiorcy grup odbiorów wg
nomenklatury UPS: uprzywilejowanych, preferowanych, standardowych.
Obwody te mogły by być odłączane przez dedykowane systemy informatyczne
w zaleŜności od pojawiającego się deficytu energii elektrycznej w systemie
elektroenerge-tycznym. NajwaŜniejsze odbiorniki uprzywilejowane posiadały by
alternatywne źródła zasilania (generatory, akumulatory). Urządzenia
uprzywilejowane zasilane były by obwodem o podwyŜszonej dostępności
energii elektrycznej. Urządzenia zasilane z obwodów standardowych były by
odłączane w pierwszej kolejności w przypadku deficytu energii elektrycznej.
Jest to koncepcja kierowana głównie do duŜych odbiorców oraz uwzględnia
integrację systemów informatycznych na potrzeby monitoringu wszystkich
dostępnych mediów (energia elektryczna, woda, gaz).
5
W czasie opracowywania prezentowanych rozwiązań nie były autorowi znane jeszcze metody
WER, informacja na temat wirtualnych elektrowni regulacyjnych została pozyskana na jednej z
krajowych konferencji, podczas dyskusji jaką wzbudził prezentowany przez autora model trybów
zasilania [7].
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
51
Jest to koncepcja bardzo zbieŜna z metodą trybów zasilania. Wskazuje
równieŜ na potrzebę wydzielania nadmiarowych wewnętrznych obwodów
zasilających w lokalizacji odbiorcy. RóŜni się jednak co do definicji grup
odbiorników priorytetowanych oraz definicji i zasady działania trybów zasilania.
3. TRYBY ZASILANIA
Dokonany w poprzednim rozdziale przegląd metod sterowania zuŜyciem
energii elektrycznej z jednej strony wskazuje na waŜkość zagadnień
związanych ze sterowaniem popytem na energię, z drugiej strony ma być „tłem”
do przedstawienia autorskiej koncepcji metody sterowania zuŜyciem energii
elektrycznej poprzez tryby zasilania.
3.1. Definicja modelu trybów zasilania
Wielkość fizyczną E, oznaczająca ilość dostarczonej i zuŜytej energii
elektrycznej, wiąŜe się z wielkością abstrakcyjną ρ oznaczającą ryzyko
niedostarczenia tej energii. Zatem tryb zasilania TR, jest złoŜeniem dwu
składowych:
TR = g (E , ρ )
(3)
Natomiast składowa E reprezentuje tu klasyczne podejście do
zagadnienia zuŜycia energii elektrycznej przez urządzenia odbiorcze, opisane
równaniem (4).
n
EiKL = ∑ Pj ⋅ ∆t' j'
(4)
j =1
Dla uproszczenia rozpatrywany teraz będzie pojedynczy i-ty odbiorca
energii elektrycznej, posiadający n urządzeń zasilanych energią elektryczną.
W dalszej części rozdziału, przedstawione zostanie autorskie podejście do
sterowania zuŜyciem energii elektrycznej, wówczas wyprowadzone rozwiązania
zostaną uogólnione na m odbiorców energii elektrycznej.
Klasyczne podejście do zasilania, reprezentujące zuŜycie energii
elektrycznej w danym okresie ∆t przez i-tego odbiorcę końcowego jest równe
sumie mocy n urządzeń naleŜących do odbiorcy oraz pobierających energię
52
D. Bober
Rys. 5. Podział strumienia energii elektrycznej na poszczególne tryby
zasilania. Objaśnienia: Wn – węzeł nadrzędny (dostawca); Wp – węzeł
podrzędny (odbiorca); SE – sieć elektroenergetyczna dystrybucji energii
elektrycznej; Kanał sterowania – dwukierunkowy kanał przesyłu komunikatu
elektronicznego w formacie XML, np. Internet [8]
w tym czasie, przemnoŜonej przez czas załączenia kaŜdego z urządzeń (4),
oraz czas pracy j-tego urządzenia ∆t’j przypada na badany okres ∆t:
∆t' j ∈ ∆t
gdzie:
EiKL
n
Pj
∆t’j
∆t
(5)
– energia elektryczna zuŜywana przez -tego odbiorcę, podejście
klasyczne
– liczba urządzeń zasilanych energią elektryczną u badanego
odbiorcy;
– czas pracy danego urządzenia przypadający na badany okres;
– czas pracy danego urządzenia przypadający na badany okres;
– okres za jaki badane jest zuŜycie energii elektrycznej.
Składowa ryzyka ρ z równania (3) wymaga omówienia. Jej powiązanie ze
zuŜyciem energii elektrycznej przez urządzenia odbiorcze jest kluczowe dla
wprowadzenia pojęcia trybów zasilania.
Ryzyko ρ, przyjmuje wartości z zakresu 0 do 1. Wielkością
przeciwstawną do ryzyka jest pewność zasilania σ:
σ = 1− ρ
(6)
WyraŜając pewność zasilania w procentach, zasadne jest stwierdzenie:
„nigdy nie moŜna zapewnić stuprocentowej pewności zasilania”, zatem ryzyko
niedostarczenia energii, choć minimalizowane, jest składnikiem kaŜdego
z trybów zasilania. Gradacja wynikająca z zmniejszającego się stopnia ryzyka
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
53
niedostarczenia energii, moŜe znaleźć przełoŜenie na liczbę l trybów zasilania
oferowanych odbiorcy energii elektrycznej:
TRk = g (E , ρ k ); k = 1,2 ,..., l
(7)
gdzie:
TRk - k-ty tryb zasilania,
ρk
- ryzyko niedostarczenia energii elektrycznej w k-tym trybie
zasilania
l
- liczba trybów zasilania
W dalszych rozwaŜaniach stosowane będą k=3 tryby zasilania. Wówczas
uproszczony model zasilania TR3 poprzez tryby zasilania ma postać opisaną
równaniem (8).
TR = TRe + TRs + TRp
(8)
Ponadto poszczególnym trybom nadano nazwy znaczeniowe:
• tryb ekonomiczny TRe (ang. economic) oznaczający zasilanie odbiorników
energią elektryczną o obniŜonej cenie jednostkowej zakupu w stosunku do
zasilania standardowego. ObniŜenie ceny jednostkowej sprzedaŜy energii
elektrycznej przez dostawcę jest moŜliwe, gdyŜ przenosi on na odbiorcę
część ryzyka związanego z niedostarczeniem energii elektrycznej. Odbiorca
energii elektrycznej decydujący się na zasilanie swych urządzeń „tańszą”
energią elektryczną, winien uwzględnić ryzyko czasowego zaniku zasilania
w trybie TRe. Tryb ekonomiczny jest przeznaczony dla urządzeń
o najmniejszej istotności funkcji przez nie pełnionych, lub urządzeń dobrze
znoszących chwilowe braki zasilania,
• tryb standardowy TRs (ang. standard) odpowiadający obecnie panującym
warunkom
zasilania,
obecnemu
sposobowi
naliczania
cen,
a tym samym i ryzyku wynikającego z zachowania pewności zasilania. Tryb
standardowy jest o tyle istotny, Ŝe z definicji, obecnie odbiorcy energii
elektrycznej zasilani są według standardowego trybu zasilania. Zatem, jeŜeli
proponowana metoda sterowania zuŜyciem energii elektrycznej zostanie
zaimplementowana przez zainteresowany podmiot obrotu energią
elektryczną, wówczas na największe zuŜycie energii elektrycznej przez
odbiorców tego podmiotu będzie przypadało na tryb TRs. Z czasem jak
odbiorcy zainteresują się zróŜnicowaniem stopni pewności zasilania swych
urządzeń i zróŜnicowania poziomów ponoszonych z tego tytułu kosztów,
udział trybów TRe i TRp zacznie wzrastać,
54
D. Bober
• tryb chroniony TRp (ang. protect) pozwala na zasilanie urządzeń
odbiorczych energią elektryczną o podwyŜszonym standardzie jakości, tzn.
pewności zasilania. W domyśle jest to tryb przeznaczony dla zasilania
urządzeń pełniących najistotniejsze funkcje w odczuciu ich uŜytkowników
(odbiorców energii elektrycznej) oraz urządzeń wraŜliwych na zaniki
zasilania. Z uwagi na podwyŜszone parametry jakościowe poprzez
przeniesienie ryzyka związanego z niedostarczeniem energii elektrycznej na
dostawcę, naleŜy oczekiwać Ŝe dostawca będzie Ŝądał odpowiednio wyŜszej
ceny jednostkowej za energię elektryczną dostarczoną w trybie chronionym
TRp.
3.2. Tryby zasilania w sytuacji niedoboru mocy
w systemie elektroenergetycznym
W roku 2006 przeprowadzono badania ankietowe nad zagadnieniem
funkcji istotności pełnionych, w indywidualnym odczuciu ich właścicieli, przez
urządzenia zasilane energią elektryczną znajdujące się w gospodarstwach
domowych [5]. Z puli zebranych i poprawnie zweryfikowanych 945 głosów
otrzymano wynik wskazujący na istnienie potencjału sterowalności w grupie
odbiorców indywidualnych (rys. 6).
Rys. 6. Podział wolumenu posiadanych przez respondentów urządzeń odbiorczych
energii elektrycznej wg stopnia istotności pełnionych funkcji [8]
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
55
Wyznaczona dla takiej struktury przydziału trybów zasilania dla poszczególnych
urządzeń w gospodarstwach domowych respondentów, przy załoŜonych
uproszczeniach mocy znamionowych urządzeń, struktura zuŜycia energii
elektrycznej wygląda następująco (rys. 7):
Rys. 7. Struktura poszczególnych trybów zasilania w estymowanym średniorocznym
zuŜyciu energii elektrycznej w gospodarstwach domowych objętych badaniem [7, 8]
Do wprowadzenia w Ŝycie proponowanej metody sterowania, oprócz aspektów
technicznych [6], konieczne jest jeszcze stworzenie mechanizmów zachęcających odbiorców do przejścia na nowy model zasilania. Wymiar finansowy
winien być jednym z elementów tego mechanizmu.
3.3. Propozycja taryf na energię elektryczną
zuŜywaną w modelu trybów zasilania
Zastosowanie modelu zasilania odbiorców poprzez tryby zasilania, daje
dostawcy moŜliwość przerzucenia na odbiorców części ryzyka związanego
z zapewnieniem ciągłości dostaw. Dostawca powinien część zysku
wynikającego z obniŜenia u siebie tego ryzyka przenieść na odbiorców energii
elektrycznej, poprzez obniŜenie wynikowej ceny eksploatacji energii
elektrycznej w trybie ekonomicznym [8].
Odbiorca zasilając swe urządzenia w trybie ekonomicznym – tanio je
eksploatuje (niski koszt zasilania) musi jednak uwzględniać chwilowe zaniki
zasilania dla tych urządzeń. Dostawca natomiast niŜsze przychody z tytułu
sprzedaŜy energii elektrycznej w trybie ekonomicznym rekompensuje sobie
poprzez kontrolowane odłączanie zasilania urządzeń pracujących w tym trybie
w godzinach deficytu mocy w systemie SE, a tym samym obniŜa koszty swego
funkcjonowania. Aby jednak odbiorca mógł przeprowadzić rachunek
ekonomiczny ewentualnej inwestycji w zmianę swojego zapotrzebowania na
56
D. Bober
energię elektryczną celem dostosowania się do eksploatowania trybu
ekonomicznego (w tym: zakup nowych urządzeń, remont mieszkania, zmianę
organizacji pracy, itp.), konieczne jest jasne i szczegółowe sprecyzowanie
warunków zasilania w energię elektryczną trybu TRe oraz upustów cenowych
dotyczących tego trybu. Tu właściwym wydaje się skorzystanie z doświadczenia
innych krajów w tym zakresie:
• przykład niemiecki [26]: dostępna jest taryfa, która oferuje odbiorcy
końcowemu energię elektryczną po cenie niŜszej niŜ standardowa,
jednak odbiorca musi się liczyć z występującymi cyklicznie przerwami
w dostawach prądu. Czas trwania przerwy jest ściśle limitowany (nie
dłuŜej niŜ 2h) oraz przerwa pomiędzy kolejnymi przerwami nie moŜe być
krótsza niŜ dwukrotność czasu przerwy, ale równieŜ nie krócej niŜ 1 h,
liczba wyłączeń na odbiorcę maksymalnie w ciągu doby moŜe wystąpić
trzykrotnie. O zainteresowaniu tą taryfą moŜe świadczyć fakt, Ŝe na
rynek niemiecki produkowane są urządzenia, które potrafią pracować wg
charakterystyki taniej taryfy, bez utraty komfortu uŜytkowania urządzenia.
Przykładem takiego urządzenia moŜe być pompa ciepła firmy Veissmann
[26] s.42,
• przykład francuski [47]: gdzie dostępna jest taryfa „kolorowa ”, w której
dostawca energii elektrycznej wyróŜnia typy dni, oznacza je kolorami,
przypisuje profile cenowe i określa częstość występowania w roku,
a następnie z wyprzedzeniem informuje jaki „dzień” będzie obowiązywał
w kolejnej dobie. Pozwala to odbiorcom dostosować własne zaporzebowanie na energię elektryczną poprzez odpowiednie planowanie prac
związanych z zwiększonym jej zuŜyciem.
Odpowiednio inną strukturę cenową powinny mieć taryfy obsługujące
tryb chroniony TRp. Tryb ten wymusza na dostawcy energii elektrycznej
zapewnienie zasilania dla urządzeń odbiorcy pracujących w tym trybie, nawet
w sytuacji wysokiego deficytu mocy w systemie elektroenergetycznym.
Dostawca musi zapewnić sobie odpowiednio wyŜszy poziom dostępnej mocy,
tak aby zasilić urządzenia odbiorcy pracujące w trybie TRp. Tym samym ponosi
wyŜsze koszty funkcjonowania [27, 32], które zapewne nie pozostaną bez
wpływu na cenę jednostkową energii elektrycznej zuŜywanej przez urządzenia
pracujące w trybie chronionym. Odbiorca ma więc świadomość, Ŝe zapewniając
wybranym urządzeniom zasilanie niezaleŜne od chwilowych deficytów mocy
w SE, ponosi z tego tytułu wyŜszy koszt ich eksploatacji. To czy koszt ten jest
zbyt wysoki czy nie, pozostaje do indywidualnej oceny odbiorcy energii
elektrycznej [2], dla którego cena jednostkowa energii elektrycznej dostarczanej
w trybie chronionym TRp jest równowaŜona przez koszt alternatywny, tj. straty
wynikające z niedostarczenia energii elektrycznej do wybranych urządzeń.
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
57
Z uwagi na dynamiczny charakter zmian kosztów właściwym wydaje się by
wzorem taryf funkcjonujących w Stanach Zjednoczonych, zastosować ceny
czasu rzeczywistego RTP (ang. Real Time Pricing) [1, 9, 29, 43, 57].Tryb
standardowy TRs występuje obecnie i proponuje się aby charakterystyka
cenowa tego trybu została poddana tym samym konstrukcjom wg. których
definiowane są obecne taryfy sprzedaŜy energii elektrycznej.
3.4. Podobieństwo i róŜnice z metodami
obecnie znanymi
Zmieniony model zasilania odbiorcy w energię elektryczną poprzez tryby
zasilania czerpie z innych znanych obecnie metod. PoniŜej zamieszczono opisy
podobieństw i róŜnic do metod opisanych w rozdziale 2.
Taryfy wielostrefowe
Ryzyko niedostarczenia energii elektrycznej, najwyŜsze w trybie
ekonomicznym, w zamyśle autora oznacza równieŜ operacyjne oddziaływanie
na zachowanie odbiorcy energii elektrycznej. MoŜe bowiem okazać się, Ŝe
uruchomianie dodatkowych źródeł energii elektrycznej, szczególnie w okolicach
szczytu obciąŜenia, jest nieuzasadnione ekonomicznie, a odłączenie części
odbiorów zasilanych w trybie ekonomicznym TRe, pozwoli uniknąć
konieczności uruchomiania tych mocy. Natomiast odbiorca zachęcony
czynnikiem ekonomicznym przeniesie daną czynność w doliny obciąŜenia,
gdzie tryb ekonomiczny będzie zapewniał zasilanie. Pod tym względem
proponowana metoda trybów zasilania jest podobna do popytowej funkcji taryf
wielostrefowych [47], gdzie poprzez zróŜnicowanie ceny energii w godzinach
dolin i szczytów obciąŜenia, zachęca się odbiorcę do zmiany jego
przyzwyczajeń. RóŜnica polega jednak na tym, Ŝe taryfy obecnie stosowane
w Polsce na sztywno określają granice stref. Metoda trybów zasilania oferuje
trzy zróŜnicowane ceny jednostkowe jednocześnie, natomiast w trybie
rzeczywistym (on-line) steruje moŜliwością korzystania z tych cen przez
odbiorcę.
Kolorowe taryfy, Francja
Tryby zasilania z uwagi na dynamicznie zmieniające się warunki
eksploatacji energii elektrycznej w poszczególnych trybach moŜna porównać do
systemu stosowanego we Francji. Obowiązują tam taryfy kolorowe: biała,
niebieska, czerwona, które określają wysokość ceny za jednostkę zuŜywanej
w danym dniu energii. Operator określa kolor obowiązujący na następny dzień,
oraz jaki jest prognozowany na dzień kolejny po nadchodzącym. W ten sposób
58
D. Bober
odbiorcy świadomie mogą włączać duŜe odbiorniki energii elektrycznej, lub
przekładać zamierzone prace na dzień kolejny.
Model trybów zasilania pozwala na eksploatację nadwyŜek mocy pojawiających
się dynamicznie w systemie elektroenergetycznym. Informacja o taniej energii
moŜe być dystrybuowana juŜ po czasie replikacji informacji w systemie
elektronicznym, opracowanym według modelu hierarchicznego systemu
sterowania.
Taryfy czasu rzeczywistego, Stany Zjednoczone
Z uwagi na postulowaną metodę taryfikowania energii elektrycznej
zuŜywanej w trybie chronionym, występuje tu podobieństwo do metody
stosowanej w Stanach Zjednoczonych [1, 9, 43]. Podobieństwo dotyczy równieŜ
wskazania na zautomatyzowanie procesu odpowiedzi odbiorcy energii
elektrycznej na sygnały dotyczące zmiany warunków dostarczania energii
elektrycznej. W Stanach Zjednoczonych duzi odbiorcy energii elektrycznej, tzw.
Comercial Buildings, inwestują w systemy informatyczne automatycznego
dostosowywania poziomu poboru mocy w sytuacji nadmiernego wzrostu cen
CPP [41, 42, 57]. Hierarchiczny system sterowania zuŜyciem energii
elektrycznej równieŜ ma umoŜliwić taką funkcjonalność. Natomiast w przeciwieństwie do wyspowych systemów budynków komercyjnych, które same
zawiadują pracą budynku, a na zewnątrz sięgają jedynie z zapytaniem o cenę
energii elektrycznej, model hierarchicznego systemu sterowania umoŜliwia
integrację wszystkich elementów hierarchii systemu dystrybucji energii
elektrycznej objętego sterowaniem.
Wirtualne elektrownie regulacyjne
Koncepcja wirtualnych elektrowni regulacyjnych WER [3, 19] jest bardzo
bliska modelowi trybów zasilania. NaleŜy jednak podkreślić, Ŝe w publikacjach
omawiających WER, wskazuje się głównie na kilka typowych duŜych
odbiorników energii elektrycznej (głównie piecy grzewczych), dla których
przewiduje się zastosowanie automatyki pozwalającej na zdalną kontrolę
zasilania tych odbiorników i tym samym dysponowania sumaryczną mocą tych
urządzeń jako mocą regulacyjną. Model trybów zasilania wykracza poza ramy
wskazywane w WER, gdyŜ stanowią one swego rodzaju „interfejs”
porozumienia pomiędzy odbiorcami a dostawcami energii elektrycznej.
Dostawca energii elektrycznej nie wnika w to jakie urządzenia odbiorcze po
stronie odbiorcy pracują w poszczególnych trybach oraz nie musi indywidualnie
nimi zarządzać. Dostawca zarządza sumarycznymi mocami przypadającymi na
poszczególne tryby zasilania. To, które tryby zasilania zostaną oddane pod
kontrolę dostawcy jest juŜ elementem oddzielnych umów. Odbiorca zaś chcąc
pozyskać moŜliwość obniŜenia kosztów eksploatowania energii elektrycznej
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
59
poprzez aktywne uczestnictwo w bilansie mocy regulacyjnej dostępnej
dostawcy, nie jest ograniczony do kilku typów urządzeń, które oddaje pod
kontrolę dostawcy. Tu odbiorca moŜe dowolną ilość z pośród swoich
odbiorników podłączyć do trybu zasilania objętego sterowaniem.
Stopnie Zasilnia
Koncepcyjnie tryby zasilania są bliskie zasadom funkcjonowania stopni
zasilania, które w przemyśle funkcjonują do dziś (patrz podrozdział 2.2). Tryby
zasilania równieŜ wprowadzają stopniowanie poziomów zuŜycia energii
elektrycznej, poprzez podział strumienia energii elektrycznej. W przypadku
potrzeby
ograniczanie
zuŜycia
następuje
„przykręcanie
kurka”
i ograniczanie strumienia zuŜywanej energii elektrycznej poprzez „wyłączanie”
kolejnych trybów z eksploatacji. Stosując uproszczony model zasilania
odbiorców indywidualnych poprzez tryby zasilania TR3 utyskuje się moŜliwość
stosowania czterech stopni zasilania odbiorcy:
• ST.3 – zasiane są wszystkie tryby
• ST.2 – następuje odłączenie zasilania od urządzeń pracujących wg
trybu ekonomicznego (najmniej waŜne urządzenia)
• ST.1 – następuje odłączenie zasilania od urządzeń pracujących wg
trybu standardowego (urządzenia niepełniące funkcji najistotniejszych
dla odbiorcy energii elektrycznej)
• ST.0 – całkowity brak zasilania, nie pracują równieŜ urządzenia
zasilane wg trybu chronionego.
Rozszerza to znacznie liczebność stopni zasilania dla odbiorcy
indywidualnego, z dwu dostępnych obecnie: 0 – brak zasilania i 1 – jest
zasilanie.
Racjonalny Rozdział Ograniczeń
Metoda RRO opracowywana w latach 80 ubiegłego wieku [50], słuŜyła
takiemu wyznaczeniu podziału puli wymaganego ograniczenia mocy pomiędzy
przedsiębiorstwa państwowe, aby koszt tych ograniczeń był zminimalizowany
(patrz podrozdział 2.1). Tryby zasilania czerpią z tej definicji i minimalizują koszt
niedostarczenia energii elektrycznej, ale w skali wszystkich odbiorców objętych
sterowaniem. To odbiorca dokonuje oceny istotności funkcji pełnionych przez
jego poszczególne urządzenia, a następnie eksploatuje je w trybach wg
gradacji wartości tej funkcji. Tryby zasilania zapewniają zachowanie
stopniowania ograniczania mocy z utrzymaniem moŜliwie jak najdłuŜej
zapewnienia energii elektrycznej do urządzeń najistotniejszych.
60
D. Bober
3.5. Zalety i wady proponowanej metody
sterowania
Wprowadzenie trybów zasilania sprowadza funkcję bieŜącego
monitoringu zdolności (podatności) węzłów podległych na sterowanie do
monitoringu poboru energii elektrycznej w ramach poszczególnych trybów
zasilania. Upraszcza to równieŜ funkcję ewidencji bieŜącego zuŜycia energii
elektrycznej przez węzły podległe, sprowadzając ją do prostej sumy strumieni
(8) energii zuŜywanej w ramach poszczególnych trybów zasilania.
Wprowadzenie trybów zasilania poprawia teŜ czytelność funkcji
sterowania i jej odbiór (zrozumienie) przez uŜytkowników energii elektrycznej.
Wprowadzenie trybów zasilania jest stosunkowo łatwe w implementacji.
Nie wymaga rozbudowy istniejącej infrastruktury sieci dystrybucyjnych,
wszystkie tryby zasilania mogą być realizowane „z jednego kabla” po stronie
pierwotnej. Funkcję sterowania pracą poszczególnych trybów moŜe pełnić
odpowiednio zmodyfikowany licznik energii elektrycznej, lub odpowiednie
urządzenia z nim współpracujące.
Tryby zasilania mogą być równieŜ uŜyteczne w sytuacji zagroŜenia
awarią systemową. Gradient wstępnego blackoutu (fazy przed backoutem) jest
jak najbardziej do zmierzenia i jeŜeli zostaną rozpoznane przesłanki
wskazujące na potrzebę ograniczenia popytu na energię elektryczną, tryby
zasilania oraz hierarchiczny system sterowania zuŜyciem energii elektrycznej
dostarcza mechanizm rozproszonej regulacji popytu – jest jeszcze na to czas
by nie dopuścić do awarii systemowej.
Czas blackoutu z uwagi na nagły przebieg samego zjawiska nie pozwala
na przeprowadzanie działań sterowania poprzez hierarchiczny system
sterowania zuŜyciem energii elektrycznej. Tu juŜ działa automatyka zabezpieczeniowa systemu elektroenergetycznego.
Po backoutcie następuje najtrudniejsza faza – przywracanie pracy
systemu, gdzie wspomniana automatyka zabezpieczeniowa nie pozwala
załączać danych odcinków systemu elektroenergetycznego bez wcześniejszego
uzyskania przezeń stabilnych parametrów pracy. Tu niestety odbiorcy energii
elektrycznej nie wspomagają tego procesu. Często ich odbiorniki energii
elektrycznej pozostają załączone i tym samym doprowadzają do ponownego
przeciąŜania linii przy próbie jej załączenia. Tu zastosowanie ograniczonego
dostępu do trybów zasilania, tylko dla urządzeń o najwyŜszym priorytecie,
skutkowałoby stabilniejszą pracą systemu elektroenergetycznego. Szybsze
dostarczenie energii do urządzeń pełniących najistotniejsze funkcje –
wcześniejszą ich stabilną pracę – co znacznie zmniejsza skutki i koszty awarii
systemowej. Stabilniejsza praca systemu elektroenergetycznego w fazie
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
61
przywracania go do pracy po blackoutcie, skutkowałaby szybszym
przywróceniem pełnej sprawności systemu elektroenergetycznego –
sprawniejsze rozszerzanie dostępności do energii elektrycznej o kolejne tryby
zasilania.
Wprowadzenie trybów zasilania jest uŜyteczne na wypadek deficytu
mocy. Dostarcza wówczas narzędzia do rozproszonego sankcjonowania
konsumpcji energii elektrycznej. Funkcja ta moŜe być szczególnie przydatna
w sytuacjach niedoboru energii elektrycznej w systemie krajowym. Tu przyczyn
niedoboru moŜe być wiele:
• nadmierny wzrost zuŜycia w stosunku do rozwoju infrastruktury
energetycznej juŜ obecnie przed polską energetyką stoi konieczność
doinwestowania w moce wytwórcze [15, 46]. Jest to jeden z argumentów
znacznego wzrostu cen energii elektrycznej na początku roku 2008 [11],
znacznie przekraczającego wzrosty obserwowane w poprzednich latach
[14],
• czynniki polityczne - Polska jest krajem energetycznie zaleŜnym od
zewnętrznych partnerów. Dowodem jest przypadek ze stycznia 1992
roku, kiedy to na skutek ograniczeń dostaw gazu wprowadzono w kraju
trzynasty stopień zasilania [20],
• ograniczenia wynikające z podpisanych umów na emisję CO2, które
wymuszają w wytwórcach ograniczenie produkcji energii elektrycznej
bądź zakupienie dodatkowych limitów po znacznie wyŜszych kosztach
lub ograniczenie produkcji energii elektrycznej – a tym samym groźbę
czasowych wyłączeń [13].
Wprowadzenie trybów zasilania pozwoli odbiorcy ograniczyć własne
zuŜycie w sytuacji nadmiernego wzrostu cen. Dostawca zaś będzie posiadał
narzędzie do przeniesienia na odbiorcę ryzyka wynikającego z niedoboru mocy
w systemie elektroenergetycznym. Tryby zasilania mogą równieŜ być uŜyte jako
swego rodzaju „kartki na energię elektryczną” – hierarchiczny system
sterowania zuŜyciem energii elektrycznej moŜe naliczać ilość zuŜytej energii
elektrycznej w trybie „socjalnym” i po przekroczeniu zadanej ilości, tryb ten
podległ by zablokowaniu. Dalszy pobór energii odbywałby się juŜ na zasadach
rynkowych lub w przypadku odbiorców nierzetelnych nie byłby juŜ moŜliwy. Tu
funkcjonalność „socjalnego” trybu zasilania jest podobna do liczników
przedpłatowych.
Oprócz wymienionych powyŜej zalet opracowanego modelu zasilania
naleŜy wymienić wady. Są to:
• koszt wdroŜenia modelu na skalę gwarantującą jego funkcjonowanie;
• dyskomfort odbiorcy poddanego sterowaniu.
62
D. Bober
Tryby zasilania, mimo Ŝe są zdefiniowane tak aby pozostawić wolną wolę
odbiorcy energii elektrycznej w zakresie ich stosowania, to jednak posiadają
element finansowy zachęcający go to pewnej zmiany przyzwyczajeń, poddania
się pod zewnętrzny nadzór. Szczególnie w okresie adaptacyjnym, kiedy to
jeszcze odbiorca nie nabędzie nowej świadomości uŜytkowania energii
elektrycznej wg trybów zasilania, moŜe odczuwać dyskomfort wynikający
z pojawiających się ograniczeń. Tu jednak na przeciwwadze są, choć niezbyt
częste, całkowite odłączenia energii elektrycznej w sytuacji jej niedoboru.
W przypadku trybów zasilania ograniczenie dostaw energii elektrycznej jest
tylko częściowe. Dopóki odbiorcy na wzór odbiorców niemieckich, gdzie
obecnie stosowana jest taryfa z przerwą w dostawie energii elektrycznej [26],
nie nauczą się korzystać z nowej taryfy na energię elektryczną, będzie to dla
nich nowa sytuacja.
4. PROBLEM NIEDOBORU MOCY W SYSTEMIE
ELEKTROENERGETYCZNYM
Sytuacja niedoboru mocy wiąŜe się ściśle z pojęciem niezawodności
systemu elektroenergetycznego i moŜe być rozpatrywana w kilku aspektach.
Przedstawiona w [40] definicja niezawodności systemu elektroenergetycznego
określa je jako odpowiednio dobrany poziom poprawności funkcjonowania
elementów systemu elektroenergetycznego, skutkujący dostarczeniem do
odbiorców energii elektrycznej w wymaganej ilości oraz o parametrach
mieszczących się w granicach ustalonych standardów. Z punktu widzenia
dostawcy energii elektrycznej najczęściej rozpatruje się dwie podstawowe
funkcjonalności systemu elektroenergetycznego:
• wystarczalność, czyli zdolność systemu do pokrywania zaagregowanego
zapotrzebowania na moc i energię wszystkich odbiorców przez cały
rozpatrywany okres, z uwzględnieniem planowanych i nieplanowanych
odłączeń elementów systemu;
• bezpieczeństwo, czyli zdolność systemu do funkcjonowania i realizacji
swych funkcji mimo występowania nagłych zakłóceń (np. zwarć,
wyładowań atmosferycznych, wyłączeń awaryjnych, itp.)
Natomiast z punktu widzenia odbiorcy końcowego, niezawodność systemu
elektroenergetycznego jest rozumiana głównie jako jego indywidualne
bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Odbiorca energii elektrycznej własne
bezpieczeństwo elektroenergetyczne rozpatruje w dwu aspektach:
• ceny za energię elektryczną i jej dostarczanie; tu relatywnie wysoki koszt
poboru energii elektrycznej staje się barierą znacznie ograniczającą jej
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
63
uŜytkowania, a w skrajnym przypadku przyczynia się do eliminowania
odbiorców (głównie przemysłowych) o wysokiej energochłonności
produkcji;
• niezawodności dostaw energii elektrycznej z zachowaniem standardów
jakościowych, co w sytuacji dostępności towaru jakim jest energia
elektryczna na zasadach rynkowych, podlega równieŜ zagroŜeniom
występującym na rynku.
Oba powyŜsze aspekty nieodłącznie wiąŜą się z kosztem zapewnienia
bezpieczeństwa elektroenergetycznego odbiorcy przez dostawcę energii
elektrycznej – zawsze istnieje moŜliwość zbudowania dwu, trzech linii
zasilających odbiorcę, jednak pozostaje pytanie czy odbiorca będzie w stanie
pokryć koszty inwestycji, a następnie konserwacji tych linii. Oczywiście na
przeciwwadze do granicznej wartości kosztu zapewnienia bezpieczeństwa
elektroenergetycznego, stoi koszt ponoszony przez odbiorcę energii
elektrycznej w sytuacji niedostarczenia energii elektrycznej.
Jednak nadal kwestią sporną pozostaje właściwa wycena kosztu
nieotrzymania energii elektrycznej przez odbiorcę. O ile w przypadku odbiorcy
przemysłowego, kosztem jest strata wynikająca z przestoju w procesie
produkcyjnym, to juŜ w przypadku gospodarstwa domowego, wycena tego
kosztu jest dość trudna. Wydaje się być wątpliwe aby określona w art. 44 ust. 2
Rozporządzenia Ministra Gospodarki bonifikata przysługująca odbiorcy
[39 s.12]: „Za kaŜdą nie dostarczoną jednostkę energii odbiorcy przysługuje
bonifikata w wysokości pięciokrotnej ceny energii...” w pełni rekompensowała
poniesione przez niego straty.
W przypadku odbiorców indywidualnych, przerwa w dostawie energii
elektrycznej uniemoŜliwia w praktyce6 korzystanie z urządzeń zasilanych tą
energią. W sytuacji braku zasilania, odbiorcy indywidualni zmuszeni są do
zmiany codziennych przyzwyczajeń, czy zaplanowanych zajęć. Koszt takich
sytuacji przymusu jest trudny do wycenienia, ale łatwy do wyobraŜenia [40]:
• przymus bezczynności przez brak moŜliwości wykonywania zwykłych
obowiązków domowych i ewentualnych dodatkowych prac, które równieŜ
bywają wykonywane w domu,
• utrudnienie dla młodszych mieszkańców domostw, który nie mogą uczyć
się ani odrabiać swoich zadań domowych,
• utrudnienie wypoczynku,
6
Teoretycznie odbiorca indywidualny równieŜ moŜe zainwestować w rezerwowe źródło energii
elektrycznej, jednak niewiele gospodarstw domowych posiada takie źródło.
64
D. Bober
• pogorszenie komfortu przebywania w domu, np. przez zaprzestanie
ogrzewania mieszkania w zimie, brak klimatyzacji lub wentylacji w lecie,
a jednocześnie zatrzymanie obiegu wody,
• zagroŜenie zdrowia i Ŝycia człowieka, gdy jest chory lub wymaga ciągłej
opieki i pracy aparatury medycznej,
• zepsucie Ŝywności, zniszczenie niektórych urządzeń,
• inne.
Próbę zmierzenia kosztu niedostarczenia energii elektrycznej do
odbiorcy indywidualnego została podjęta w pracy [40], gdzie autor zapytuje
w ankiecie: „jaka krotność wzrostu ceny jest dla odbiorcy akceptowalna, byle by
tylko zapewnić mu zasilenie w energię”. Wyniki tych badań przytoczono
w poniŜszej tabeli:
TABELA 2
Wskaźnik ceny jednostkowej energii elektrycznej niedostarczonej odbiorcy, wg danych z lat
1999 – 2000, dla gospodarstw domowych [zł/(kW⋅h)]
Odbiorcy
Przypadek przerwy
Podstawa
w zasilaniu
wyznacznika
Mieszkania
1h
a)
16,6
8,7
b)
10,4
5,4
a)
3,6
1,9
b)
2,3
1,2
a)
5,7
3,0
b)
3,8
2,0
30
30
6 -7
8h
00
14 -22
00
4h
00
14 -18
00
Domy
jednorodzinne
a) chęć do zapłaty za wspomagającą obsługę dostarczenia energii w czasie przerwy
zasilania, ilekroć zdecydowano by się jej uŜyć;
b) chęć do zapłaty za wspomagającą obsługę dostarczania energii w czasie przerwy
zasilania w kaŜdej chwili przerwy dostawy energii elektrycznej.
Źródło: opracowanie na podstawie [40], tablica 7.3, s.201
Z zestawienia przedstawionego w tabela 2 wynika równieŜ, Ŝe wartość
energii niedostarczonej do odbiorcy jest równieŜ funkcją czasu, tj. z punktu
widzenia odbiorcy energii elektrycznej koszt jej niedostarczenia zaleŜy od czasu
wystąpienia przerwy i długości jej trwania. NaleŜy przypuszczać, ze przyjęte
przez autora pracy badawczej [40] zakresy czasów niedostarczenia energii
elektrycznej są równieŜ pewnym uogólnieniem, a rozpatrując indywidualnie
kaŜdego z odbiorców energii elektrycznej, naleŜy wysunąć wniosek, iŜ kosz
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
65
niedostarczenia energii elektrycznej, rozumiany jako alternatywna wartość
dostarczenia tej energii, jest zaleŜna od okoliczności, w których deficyt mocy
dostarczanej do odbiorcy wystąpi.
Koszt ten zgodnie z prawem [44, 45, 55] jest dla odbiorcy sytuacją, w której
moŜe dochodzić rekompensaty. Prawo obowiązujące w Polsce7, podobnie jak
i w Unii Europejskiej8, nakazuje dostawcy energii elektrycznej rekompensowanie strat odbiorcy wynikających z przerw w dostarczaniu energii elektrycznej.
Taryfy sprzedaŜy energii elektrycznej uwzględniają taką moŜliwość gwarantując
np. bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów zasilania [53]. Następuje
równieŜ proces powszechnego uświadamiania społeczeństwa [38] o przysługujących im prawach. Tu zachodzi podejrzenie, Ŝe określone prawem wysokości
limitów rekompensat będą albo krzywdzące, albo staną się źródłem
nieuprawnionego wzbogacenia się, a tym samym wpłyną na cenę jednostkową
energii elektrycznej, i poprzez mechanizm ceny, pozostali odbiorcy pokryją
wspomniane naduŜycie.
Pewne rozwiązanie kwestii podąŜania ceny jednostkowej sprzedaŜy
energii
elektrycznej
za
wzrostem
parametru
bezpieczeństwa
elektroenergetycznego, przynosi dopuszczenie wszystkich odbiorców do Rynku
Energii.
5. PODSUMOWANIE
Jako podsumowanie niniejszej pracy zostanie przywołany fragment
opracowania [28]: „…. W warunkach gospodarki rynkowej, dla odbiorcy
końcowego prawo dostępu do usług sieciowych, wyboru źródła/dostawcy
energii, dostępu do informacji rynkowej staje się zabezpieczeniem ciągłości
dostaw energii. Od struktury, organizacji, zasad i jakości rozwiązań rynkowych
zaczyna zaleŜeć bezpieczeństwo dostaw energii, naraŜone jednocześnie na
ryzyko „złych kontraktów”, nierzetelności kontrahentów oraz zmienność cen. Ze
względu na istniejące współzaleŜności pomiędzy BEE9, a jego kosztami
naleŜałoby ryzyko jego utraty oszacować, sparametryzować i przenieść do
7
Ustawa Prawo Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997r. z późniejszymi zmianami.
Oraz szczegółowo: Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 roku w sprawie
szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaŜy paliw stałych lub ciekłych
oraz w dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła (Dz. U. Nr 59 poz.
518, z późn. zm.) i Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dn. 23
kwietnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń
w obrocie energii elektrycznej;
8
Rozp. Parlamentu Europejskiego i Rady Nr 1228/2003/WE z dnia 26 czerwca 2003 r.
w sprawie warunków dostępu do sieci elektroenergetycznej
9
Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne
66
D. Bober
systemu taryfowego, tak aby odbiorca końcowy – uŜytkownik miał moŜliwość
świadomego wyboru standardu bezpieczeństwa. …”
Tryby zasilania pozwalają odbiorcy na odpowiedni dobór poziomu
bezpieczeństwa elektroenergetycznego. W sposób elastyczny, zmienny
w czasie, zaleŜny od jego bieŜących potrzeb, odbiorca dobiera właściwy tryb
zasilania dla swoich urządzeń.
Dostawca zaś dzięki agregacji na odpowiednio liczebnej grupie
odbiorców wartości zuŜycia energii w poszczególnych trybach zasilania w danej
chwili, posiada moŜliwość sterowania zuŜyciem energii elektrycznej w danym
węźle hierarchii. Tym samym dostawca moŜe dostosowywać poziom
zapotrzebowania na energię elektryczną po stronie popytu.
LITERATURA
1.
Assessment of Customer Response to Real Time Pricing Task 2: Wholesale Market
Modeling of New Jersey and PJM, Edward J. Bloustein School of Planning and Public
Policy, November 11, 2005.
2.
Bargiel J., Goc W.: Oczekiwania odbiorców w zakresie niezawodności dostawy energii
elektrycznej. Rynek Energii rok: 1999, nr 3, str. 6-9.
3.
Berger R.: Wirtualne Elektrownie Regulacyjne z wykorzystaniem radiowego sterowania.
Racjonalna gospodarka. Gigawat Energia, Nr 10/2004.
4.
Black J. W.: Demand Response as a Substitute for Electric Power System Infrastructure
Investments. W: Electricity Transmission in Deregulated Markets Conference, Carnegie
Mellon University, Pittsburgh, December 15-16, 2004.
5.
Bober D.: Internet jako narzędzie badania potrzeb konsumentów energii elektrycznej.
W: Miłosz M., Muryjas P. (red): Informatyka Stosowana - Eksploatacja, PTI, Katowice
2007, str. 117-126.
6.
Bober D.: Układ do pomiaru i sterowania zuŜyciem energii elektrycznej. Zgłoszenie
patentowe nr P 384716 z dnia 17.03.2008.
7.
Bober D.: Wpływ dwukierunkowej transmisji danych na wygładzanie krzywej popytu na
energię elektryczną. Rynek Energii, Nr 2(69), kwiecień 2007, str. 19-25.
8.
Bober D.: Zasilanie odbiorcy w energię elektryczną poprzez tryby zasilania. Rynek Energii,
Nr 1(74) luty 2008, str. 27-32.
9.
Borenstein S., Jaske M., Rosenfeld A.: Dynamic Pricing, Advanced Metering, and Demand
Response in Electricity Markets, W: Center for the Study of Energy Markets, University of
California, Paper SEMWP-105, Year 2002.
10. Braithwait S., Faruqui A.: The Choice Not to Buy: Energy $avings and Policy Alternatives
for Demand Response. W: Public Utilities Fortnightly, March 15, 2001. str. 48-60.
11. Brzózka P.: Energetycy znów chcą nas porazić cenami. Dziennik Łudzki. 2008-02-13.
12. CA Energy Consulting <http://www.caenergy.com/publications/index.html> październik
2006.
13. Chojnacki I: Jeśli tegoroczne lato będzie gorące, moŜe pojawić się problem z dostawami
Energii. „Gazeta Prawna” – 3 marca 2008.
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
67
14. Dobroczyńska A., Buńczyk A., Daniluk A., Samer M.: Ceny energii elektrycznej w Polsce:
sytuacja 2005-2006. W: W: Biuletyn URE, Nr 1, styczeń 2007 r. <http://www.ure.gov.pl>
4.11.2007.
15. Easton A.: FT REPORT - POLAND 2007: How to keep the lights on. Financial Times.
Dec 12, 2007.
16. ENERGA S.A. Taryfa dla energii elektrycznej, obowiązująca od 1 stycznia 2006
<www.energa.gda.pl>.
17. EnergyPulse: <http://www.energypulse.net>.
18. Felix M.: Virtual Power Plants. W: <http://www.eeh.ee.ethz.ch>. Ostatnia aktualizacja:
22.01.2003.
19. Filipowicz M.: Wirtualne Elektrownie. „Nafta & Gaz Biznes – lipiec/sierpień 2004, str. 82-84.
20. Findziński A.: Przemysł bez gazu. Gazeta Wyborcza nr 20, wydanie z dnia 24/01/1992,
str. 1.
21. Gładyś H., Malta R.: Praca elektrowni w systemie elektroenergetycznym. WNT, Warszawa
1999.
22. Gwóźdź R. Przygrodzki M.: Elastyczność cenowa w zadaniu OPF. W: Materiały
konferencyjne: Rynek Energii Elektrycznej, Kazimierz Dolny, 24-26 Kwietnia 2006,
str. 131-138.
23. Herter K.: Residential implementation of critical-peak pricing of electricity. W: Lawrence
Berkeley National Laboratory,< http://btech.lbl.gov/pub/papers.html>, 2006.
24. IEA Demand Side Management Programme: Strategic Plan 2004-2009. <dsm.idea.org>,
Ostatnia zmiana: 2006.11.15 .
25. Kaestle G.: Virtual Power Plants as real chp-cluster: A new approach to coordinate the
feeding in the low voltage grid. Karlsruhe, Germany, 13.11.2006
26. Katalog: Pompy ciepła Viessmann, PL 06/2006 Wrocław, <WWW.viessmann.pl> str.42
27. Kawecki R., Schwał M., Słupiński A.: Określenie pewności zasilania na etapie
projektowania sieci. W: Materiały konferencji Sieci2004. Wrocław 2004. (str. 301-308).
28. Kądzielawa A.: Uwarunkowania rynkowe
Elektroenergetyka nr 1/2005 (52), str. 1-16.
bezpieczeństwa
elektroenergetycznego.
29. Kiliccote S., Piette M.A., Hansen D.: Advanced Controls and Communications for Demand
Response and Energy Efficiency in Commercial Buildings.W: Second Carnegie Mellon
Conference in Electric Power Systems: Monitoring, Sensing, Software and Its Valuation for
the Changing Electric Power Industry, January 12, 2006, Pittsburgh, PA.
30. Kozak M.: Ocena ERGEG-u postępów w tworzeniu europejskiego rynku energii 2006.
Biuletyn URE Nr 1, styczeń 2007 r.
31. Kurrant M., Röder G., Shultz Ch.: Virtual Power Plants with combined heat and power
micro-units. Technical University Braunschweig, Institute of High-Voltage and Electric
Power Systems, Germany, X.2005.
32. Laudyn D.: Rachunek ekonomiczny w elektroenergetyce. Oficyna wydawnicza Politechniki
Warszawskiej, Warszawa 1997.
33. Lubella: Osobista wizyta autora w duŜym zakładzie produkcyjnym przetwórstwa mącznego
w Lublinie, w dniu 22 grudnia 2006, materiały wg sporządzonych notatek, i otrzymanych
kopii dokumentów.
34. Michalik-Mielczarska G., Szczygieł L., Mielczarski W.: Nowe metody kontroli i regulacji taryf
przedsiębiorstw dystrybucyjnych. Rynek Energii, nr 1(44) – 2003, str. 5-13.
35. Milewski R.: Podstawy ekonomii. PWN, Warszawa, 2005.
68
D. Bober
36. O’Sheasy M., Becker M.: Flat Prices for Peak Hedging. W: Public Utilities Fortnightly,
November 1, 2002. str. 29-35.
37. O’Sheasy M.: How to Perform Efficient TOU Design. W: Energy Central's EnergyPulse.net,
July23, 2003, CyberTech, Inc.
38. PAP: Zakład Energetyczny ma zapłacić za brak prądu, <WWW.wp.pl> komunikat
z 15.01.2007.
39. Paska J.: Niezawodność dostawy w warunkach rynku energii elektrycznej. Rynek Energii
rok: 1999, nr 4, str. 6-13.
40. Paska J.: Niezawodność systemów
Warszawskiej, Warszawa 2005.
elektroenergetycznych.
Oficyna
Politechniki
41. Piette M.A., Watson D., Motegi N., Kiliccote S., Linkugel E. : Automated Demand
Response Strategies and Commissioning Commercial Building Controls. W: 14th National
Conference on Building Commissioning 2006.
42. Piette M.A., Watson D., Motegi N., Kiliccote S., Linkugel E.: Participation through
Automation: Fully Automated Critical Peak Pricing in Commercial Buildings. W: 2006
ACEEE Summer Study on Energy Efficiency in Buildings, 2006.
43. Piette M.A., Watson D.S., Motegi N., Bourassa N.: Automated Demand Response and
Commissioning. W: National Conference on Building Commissioning, 2005.
44. Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dn. 23 kwietnia 2004 r.
w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie
energii elektrycznej.
45. Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 roku w sprawie szczegółowych
zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaŜy paliw stałych lub ciekłych oraz
w dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła (Dz. U. Nr 59 poz.
518, z późn. zm.).
46. RóŜek T.: Polska bez prądu. Gość Niedzielny, 13.01.2008.
47. Ryś M.: Taryfy elektryczne jako narzędzie sterowania popytem. W: Materiały konferencji:
Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze SIECI2004” (str. 41÷48), Wrocław, 15-17 września
2004 r.
48. Ryś M.: Wybrane narzędzia sterowania popytem na energię elektryczną, Rynek Energii nr
4/2005.
49. Ryś, M. ; Wilczyński, A.: Badanie efektywności oddziaływania wybranych taryf na zuŜycie
energii elektrycznej. Przegląd Elektrotechniczny. rok: 2006, R. 82, nr 9, str. 82 - 83.
50. Sozański J., Szymański S., Sima A., Adamiak K.: Racjonalny Rozdział ograniczeń mocy
w warunkach jej niedoboru w systemie elektroenergetycznym. Energetyka 4/1985.
51. Sroczan E. M.: Zastosowanie systemu IT do optymalizacji kosztów zasilania energią
elektryczną. Rynek Energii, nr 1(74) luty 2008, str. 18-22.
52. Sroczan E.: Nowoczesne wyposaŜenie techniczne domu jednorodzinnego. Instalacje
elektryczne. Państwowe wydawnictwo rolnicze i leśne, Poznań 2004.
53. Taryfa dla energii elektrycznej dla koncernu energetycznego energa s.a. Gdańsk, 2006.
54. Trebilcock M.J., Hrab R.: Electricity Restructuring in Ontario. The Energy Journal IAEE.
Vol. 26, number 1, 2005. str. 123-146.
55. Ustawa Prawo Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997r. z późniejszymi zmianami. Stan
prawny na 20 września 2006r.
56. Vreuls H.: Evaluating energy efficiency policy measures & DSM programmes. W: Site
DEMAND SIDE MANAGEMENT < http://dsm.iea.org >, Październik 2005.
Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy…
69
57. Watson D.S., Kiliccote S., Motegi N., Piette M.A.: Strategies for Demand Response in
Commercial Buildings. W: 2006 ACEEE Summer Study on Energy Efficiency in Buildings.
58. Willems B.: Phisical and Financial Virtual Power Plants. K.U.Leuven. Belgium 2005.
Rękopis dostarczono dnia 3.11.2008 r.
Opiniował: prof. dr hab. inŜ. Zygmunt PIĄTEK
DEMAND SIDE MANAGEMENT IN SPITE OF LACK OF
ELECTRISITY – METHODS REVIEW
Dariusz BOBER
ABSTRACT Security of energy is a problem of sustain of generator’s
ability for generate/product and consumer needs with technical
parameters of supply and distribute net including. Each area is
characterized by different dynamic of reaction for destabilization of its
functionality and including each area co-dependence strongly
complicates the problem of energy security. It is very wary problem
and it draws attention of many groups, used to be presented as “black
scenario”, but it is able to be solved. As each very complicated
problem it should be decomposed into the simplest one and be
solved. In this article the case is security of electricity on chosen and
scalable area. There is presented an inventive idea for model of
electric energy consumer powering and troubles of lack of electricity
counteraction. This area of the author’s model activity pretends him to
characterize others known demand side management’s methods to
be compared.