Etap I: Analiza. Opracowanie wykonane na zlecenie przedsiębiorstwa Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A.

Transkrypt

1 Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych Opracowanie wykonane na zlecenie przedsiębiorstwa Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. (umowa nr: PSE Operator S.A.: BA/1075/SP/09; HP Polska Sp. z o.o.: HP/ES-APS/30/2009) Etap I: Analiza Przygotowane przez: Zespół HP Hewlett-Packard Polska Sp. z o.o. Szturmowa 2A Warszawa Data opracowania:

2 Informacja o dokumencie Nazwa projektu: Zbudowanie i uzgodnienie modelu opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych Przygotowany przez: Zespół HP Numer wersji dokumentu: Tytuł: Etap I: Analiza Data wersji dokumentu: Sprawdzony przez: Mariusz Kajka, Filip Kenar Data przeglądu: Nr wersji Data wersji Sprawdzony przez Opis Nazwa pliku Jacek Jaworski/Mariusz Kajka/Filip Kenar Pierwsza wersja dokumentu. Dokument został napisany pod redakcją Mariusza Kajki oraz Jacka Jaworskiego. W opracowaniu dokumentu po stronie HP udział wzięli (zawartość/treść dokumentu, dyskusje merytoryczne, udostępnienie oraz analiza materiałów źródłowych): Jacek Piotrowski, Mariusz Kajka, Jacek Jaworski, Jakub Lewandowski, Filip Kenar, David Womby, Marco Braga, Maurizio Pappalardo, Bill Zorn. ANA001_ _ v1.0.doc 1.0_AR+ KC+WL Wojciech Lubczyński Uwagi PSE Operator S.A. do dokumentu ANA001_ _v1.0.doc uwagi naniesione w pliku dokumentu ANA001_ _ v1 0_AR+KC+WL2.doc Jacek Jaworski/Mariusz Kajka/Filip Kenar Druga wersja dokumentu, uzupełniona i poprawiona w wyniku zgłoszonych uwag przez PSE Operator S.A. W opracowaniu drugiej wersji dokumentu po stronie HP udział wzięli: Jacek Piotrowski, Mariusz Kajka, Jacek Jaworski, Jakub Lewandowski, Filip Kenar, Gabriela Gic-Grusza, konsultacja z: David Womby, Marco Braga. ANA001_ _ v2.0.doc ANA001 _ _v2.0_ KC_AR_ WL Wojciech Lubczyński Uwagi PSE Operator S.A. do dokumentu ANA001_ _v2.0.doc uwagi naniesione w pliku dokumentu ANA001_ _ v2 0_KC_AR_WL.doc Mariusz Kajka/Filip Kenar Trzecia wersja dokumentu, uzupełniona i poprawiona w wyniku zgłoszonych uwag przez PSE Operator S.A. W opracowaniu trzeciej wersji dokumentu po stronie HP udział wzięli: Jacek Piotrowski, ANA001_ _ v3.0.doc 2

3 Nr wersji Data wersji Sprawdzony przez Opis Nazwa pliku Mariusz Kajka, Jacek Jaworski, Jakub Lewandowski, Filip Kenar, konsultacja z: David Womby, Marco Braga Mariusz Kajka/Filip Kenar Mariusz Kajka/Jacek Jaworski/Filip Kenar Czwarta wersja dokumentu, uzupełniona i poprawiona w wyniku zgłoszonych uwag przez PSE Operator S.A. i przedyskutowanych z PSE Operator S.A. Dokonane uzgodnienia z Energa Operator. W opracowaniu czwartej wersji dokumentu po stronie HP udział wzięli: Jacek Piotrowski, Mariusz Kajka, Jacek Jaworski, Jakub Lewandowski, Filip Kenar. Piąta wersja dokumentu uzupełnienia i poprawki zgłoszone przez PSE Operator S.A. ANA001_ _ v4.0.doc ANA001_ _ v5.0.doc 3

4 Spis treści: Spis rysunków... 8 Spis tabel Streszczenie Analiza uwarunkowań prawnych Analiza obowiązujących rozwiązań prawnych Unii Europejskiej Zrównoważona polityka energetyczna UE Regulacje prawne Unii Europejskiej Rekomendacje w zakresie urządzeń pomiarowych (CEER oraz ERGEG) Struktura rynku opomiarowania energii elektrycznej Własność urządzeń pomiarowych Wymiana urządzeń pomiarowych Własność danych pomiarowych Niezależny Operator Pomiarów (NOP) Standaryzacja urządzeń pomiarowych Transpozycja dyrektyw UE do prawa krajowego Podsumowanie Analiza potencjalnych i planowanych zmian w zakresie prawa europejskiego Identyfikacja aktualnych uwarunkowań prawnych w Polsce Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku Przyłączenie do sieci Dostarczanie i pomiar energii elektrycznej Własność urządzeń pomiarowych Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy - Prawo Energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz.U nr 21 poz. 104) Prawo akcyzowe Własność danych pomiarowych a ustawa o ochronie danych osobowych i inne informacje prawnie chronione Pieczęć elektroniczna i fakturowanie Ochrona konkurencji i konsumentów Finansowanie projektów Ustawa o partnerstwie publiczno prywatnym Programy unijne Ustawa Prawo o miarach Ustawa o systemie zgodności Identyfikacja potencjalnych i planowanych zmian w zakresie prawa w Polsce Projekt ustawy o efektywności energetycznej Udzielanie pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy sieci dystrybucyjnej Projekt założeń do aktów prawnych wprowadzających system ochrony odbiorców wrażliwych energii elektrycznej Regulacje dotyczące urządzeń i systemów z funkcjami pomiarów Analiza obecnych praktyk w zakresie kształtowania taryf

5 2.5.1 Rozporządzenie Taryfowe OSD Sprzedawca Dodatkowe Informacje Identyfikacja potencjalnych i planowanych zmian w zakresie kształtowania taryf Identyfikacja obecnych ograniczeń prawnych w kontekście modelu rynku opomiarowania Jakie zmiany rynku pozwolą na rozwinięcie rynku konkurencyjnego? Jakie zmiany pozwolą na zbudowanie rozwiązania najbardziej efektywnego ekonomicznie? Analiza otoczenia biznesowego Analiza rynku energii elektrycznej i funkcjonujących na nim podmiotów Struktura i zasady działania rynku energii elektrycznej Opis sytuacji na rynku energii elektrycznej Problemy polskiego rynku energii elektrycznej Podmioty funkcjonujące na polskim rynku energii elektrycznej Analiza istniejących modeli biznesowych w zakresie opomiarowania Analiza modeli biznesowych na polskim rynku energii elektrycznej Model pozyskiwania, przetwarzania oraz zarządzania danymi pomiarowymi i pomiarowo-rozliczeniowymi w zakresie bilansowania handlowego systemu elektroenergetycznego Analiza modeli biznesowych na zagranicznych rynkach energii elektrycznej Stan opomiarowania dostaw (zużycia i produkcji) energii elektrycznej Charakterystyka i zestawienie zainstalowanych liczników Istniejące modele akwizycji, przetwarzania oraz zarządzania danymi pomiarowymi Charakterystyka systemów pomiarowo-rozliczeniowych Analiza potencjału otoczenia biznesowego Mikrogeneracja Ceramiczne ogniwa paliwowe Mikro- CHP Auta elektryczne Dom niskoenergetyczny Dom pasywny Inteligentny dom - technologia HAN (Home Area Networking) E usługi Publiczna mapa dostępnych zasobów sieciowych Rozwój giełd energii, internetowych platform handlu energią Analiza barier i ograniczeń związanych z rynkiem opomiarowania Bariery Szanse

6 3.6 Identyfikacja warunków koniecznych do wdrożenia nowego modelu rynku opomiarowania Warunki związane z opracowaniem modelu opomiarowania Uwarunkowania formalne Uwarunkowania technologiczne Implementacja Rozwój rynku konkurencyjnego dla gazu i innych mediów Rynek gazu Rynek ciepła Rynek wodno-kanalizacyjny Podsumowanie Analiza techniczna Wprowadzenie Ogólna architektura systemu inteligentnego opomiarowania Analiza dostępnych technologii liczników elektronicznych, w szczególności liczników inteligentnych (Smart Meters) Liczniki elektroniczne na polskim rynku energii elektrycznej Wnioski Analiza dostępnych technologii telekomunikacyjnych Rekomendowany sposób wyboru technologii telekomunikacyjnych Przydatność technologii telekomunikacyjnych dla zastosowań AMI Komunikacja przewodowa Komunikacja bezprzewodowa Infrastruktura IT Procesy standaryzacyjne Minimalne wymagania OpenMeter Ogólnoświatowe standardy definiowane przez Energy Department to the National Institute of Standards and Technology Wdrożenia Światowe Analiza rozwiązań stosowanych w innych krajach Wprowadzenie Wdrożenia systemów AMM (w tym infrastruktury AMI) w innych krajach Włochy Wielka Brytania Norwegia Szwecja Irlandia Holandia Niemcy Dania Finlandia Stany Zjednoczone Australia Kanada (Ontario)

7 5.3 Role poszczególnych segmentów branży Podmioty rynku w krajach Europy Własność systemów inteligentnego opomiarowania Modele biznesowe Włochy Norwegia Szwecja Dania Stany Zjednoczone (Kalifornia) Kanada (Ontario) Szczególne regulacje prawne Kraje europejskie Pozostałe kraje Standaryzacja Standardy w Europie Podsumowanie Analiza projektów pilotażowych w Polsce Doświadczenia w zakresie technologii Doświadczenia w zakresie organizacyjnym Instalacje zdalnego odczytu w ENERGA-OPERATOR SA dla odbiorców przemysłowych Instalacje pilotażowe akwizycji danych pomiarowych dla drobnego odbioru Wdrożenia w pozostałych OSD Podsumowanie projektów pilotażowych w Polsce Bibliografia Wykaz dokumentów dotyczących rynku energii elektrycznej w Polsce Załącznik A: Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych Wykaz aktów prawnych powoływanych w opracowaniu Uregulowania prawne UE Uregulowania prawne w Polsce Słownik nazw i skrótów

8 Spis rysunków Rys. 1 Udział docelowy produkcji energii z OZE w energii brutto w krajach członkowskich UE...15 Rys. 2 Kalkulacja Taryf...58 Rys. 3 Interakcje pomiędzy uczestnikami rynku energii elektrycznej...65 Rys. 4 Sprzedaż energii na rynku hurtowym) za lata Rys. 5 Struktura dostaw energii elektrycznej odbiorcom taryfowym w 2008 r. według poziomów napięć...94 Rys. 6 Odbiorcy energii elektrycznej w tys. z podziałem na miasto i wieś...95 Rys. 7 Zużycie energii elektrycznej ogółem z podziałem na miasto i wieś...95 Rys. 8 Zużycie energii elektrycznej w przeliczeniu na odbiorcę z podziałem na miasto i wieś...96 Rys. 9 Energia dostarczona odbiorcom TPA...96 Rys. 10 Liczba odbiorców TPA Rys. 11 Liczba odbiorców TPA Rys. 12 Liczba odbiorców TPA Rys. 13 Główni Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych na polskim rynku energii elektrycznej Rys. 14 Schemat sieci przesyłowej Rys. 15 Majątek sieciowy Rys. 16 Elektrownie systemowe Rys. 17 Planowane elektrownie Rys. 18 Produkcja brutto energii elektrycznej według paliw w 2008 r Rys. 19 Mapa Otoczenia Rys. 20 Wizja sieci elektroenergetycznej przyszłości Rys. 21 Dom Konsumenta Przyszłości Rys. 22 Spółki Dystrybucyjne PGNiG SA Rys. 23 AMI: Różnice pomiędzy systemem AMR a AMM Rys. 24 Ogólna architektura rozwiązania inteligentnego opomiarowania Rys. 25 Sieć HAN przy wykorzystaniu technologii komunikacyjnej PLC Rys. 26 Inteligentne liczniki Rys. 27 Inteligentny licznika jako hub dla innych mediów i urządzeń Rys. 28 Wykorzystanie technologii telekomunikacyjnych Rys. 29 Porównanie szacowania kosztów technologii komunikacyjnych zgodnie z opracowaniem Appraisal of Costs & Benefits of Smart MeterRoll Out Options Rys. 30 Zakres stosowanych częstotliwości Rys. 31 Wymagane funkcjonalności dla systemu inteligentnego opomiarowania Rys. 32 Architektura zalecana dla funkcjonowania Rynku Energetycznego w USA Rys. 33 Procentowy udział inteligentnych liczników w liczbie wszystkich liczników w danym kraju, stan na 2006 rok plus plany i trendy na lata następne Rys. 34 Wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania w Stanach Zjednoczonych

9 Spis tabel Tabela 1 Główne cele zrównoważonej polityki energetycznej...14 Tabela 2 System inteligentnego opomiarowania: procesy i zaangażowani uczestnicy...21 Tabela 3 Transpozycja poszczególnych dyrektyw do prawa polskiego...28 Tabela 4 Porównanie taryf...55 Tabela 5 Liczba ważnych koncesji wg stanu na 24 czerwca 2009 r...64 Tabela 6 Sprzedaż energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa wytwórcze na rynku hurtowym..71 Tabela 7 Sprzedaż energii na rynku hurtowym za lata Tabela 8 Sprzedaż energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa wytwórcze na rynku detalicznym73 Tabela 9 Wolumen sprzedaży energii w Polsce (2007 r.)...78 Tabela 10 Bilans energii elektrycznej...79 Tabela 11 Syntetyczny bilans energii elektrycznej...79 Tabela 12 Bilans energii elektrycznej w układzie OECD...80 Tabela 13 Krajowy bilans energii elektrycznej w latach Tabela 14 Podział odbiorców energii elektrycznej ze względu na grupy taryfowe...89 Tabela 15 Wytyczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej...92 Tabela 16 Struktura produkcji energii elektrycznej w latach Tabela 17 Pozycjonowanie podmiotów branży Tabela 18 Status prawny usług pomiarowych w krajach europejskich Tabela 19 Własność inteligentnych liczników Tabela 20 Obsługa licznika Tabela 21 Dostęp odbiorcy do danych Tabela 22 Działania wspierające rozwój systemów inteligentnego opomiarowania Tabela 23 Zestawienie danych dotyczących rozwiązań komunikacyjnych Tabela 24 Podstawowe dane o Regionalnych Spółkach Gazownictwa Tabela 25 Zestawienie informacji o wielkości zużycia gazu Tabela 26 Prognoza zapotrzebowania na energię z gazu ziemnego Tabela 27 Podział odbiorców gazu ze względu na grupy taryfowe Tabela 28 Kluczowe różnice pomiędzy elektroenergetyką a gazownictwem Tabela 29 Produkcja ciepła w 2008 r Tabela 30 Przydatność technologii komunikacyjnych Tabela 31 Initial Smart Grid Interoperability Standards Framework, Wydanie Tabela 32 Ogólne wymagania w zakresie infrastruktury pomiarowej dla programów oferowanych przez amerykańskich operatorów systemu przesyłowego Tabela 33 Stan wdrożenia inteligentnego opomiarowania w krajach europejskich Tabela 34 Wykaz projektów pilotażowych w Norwegii Tabela 35 Dane na temat wdrożeń pilotażowych AMR Tabela 36 Wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania w Stanach Zjednoczonych Tabela 37 Ceny energii elektrycznej w Ontario w zależności od wielkości projektu oraz wykorzystywanego surowca Tabela 38 Główne podmioty rynku energii elektrycznej w krajach UE Tabela 39 Własność systemu inteligentnego opomiarowania Tabela 40 Stan regulacji dot. wdrażania inteligentnego opomiarowania w krajach Europy Tabela 41 Regulacje prawne dotyczące wdrażania systemu inteligentnego opomiarowania w krajach Europy Tabela 42 Standaryzacja systemu inteligentnego opomiarowania w Stanach Zjednoczonych Tabela 43 Stan standaryzacji dla systemu inteligentnego opomiarowania w krajach UE Tabela 44 Wybrane projekty pilotażowe w Energa Operator S.A Tabela 45 Wady i zalety technologii komunikacyjnych w projektach Energa Operator S.A Tabela 46 Instalacja liczników w Oddziale Gdańsk Energa Operator S.A

10 1 Streszczenie Niniejsze opracowanie jest produktem pierwszego etapu podprojektu Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych realizowanego przez PSE Operator S.A. w ramach Projektu Strategicznego Budowa systemu zarządzania popytem na rynku energetycznym. Celem dokumentu jest przede wszystkim opis istniejących uwarunkowań prawnych, modeli biznesowych oraz zagadnień technicznych, będących podstawą do prowadzenia prac w kolejnych etapach podprojektu, a przede wszystkim w drugim etapie, polegającym na opracowaniu ogólnego modelu rynku opomiarowania, bazującego na wdrożeniu centralnego repozytorium danych pomiarowych. Dokument w poszczególnych rozdziałach zawiera opis istotnych elementów mających wpływ na perspektywę wdrożenia inteligentnego opomiarowania w Polsce, takich jak uwarunkowania prawne w Polsce i Unii Europejskiej, obecna sytuacja na rynku energetycznym w aspekcie opomiarowania i konkurencyjności, istniejące rozwiązania techniczne, doświadczenia światowe i polskie w zakresie wdrażania systemów inteligentnego opomiarowania. Pierwszym elementem dokumentu jest zestawienie istotnych aktów prawnych odnoszących się do rynku opomiarowania energii, w szczególności regulacji europejskich. Dotyczą one w większości obowiązków Państwa w zakresie redukcji zużycia energii (nie tylko elektrycznej) i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych oraz w obszarze poszerzenia praw konsumentów (odbiorców) energii w zakresie praw do dokładnego, opartego o dane rzeczywiste w określonych przedziałach czasu, rozliczenia za zużywaną energię. Spełnienie warunków zdefiniowanych w tych regulacjach, bez zmiany zarówno modelu rynku opomiarowania, jak i rozwiązań technicznych stosowanych w tym obszarze, będzie bardzo trudne, czy wręcz nawet niemożliwe. Przedstawiona w opracowaniu analiza otoczenia prawnego, dotyczy ponadto uregulowań związanych z rozwiązaniami technicznymi, jak również możliwościami finansowania projektu i opisu roli podmiotów w procesie wdrażania systemu inteligentnego opomiarowania. Wskazane zostały również bariery ograniczające wdrażanie systemu inteligentnego opomiarowania w Polsce. Podstawowy wniosek płynący z tej analizy wskazuje na brak jasnych uregulowań w zakresie dostępu do danych pomiarowych dla wszystkich uczestników rynku, co w połączeniu z ciągle silnym wpływem istniejących grup kapitałowych (grup energetycznych) na zachowania będących w ich składzie operatorów systemów dystrybucyjnych i sprzedawców jest istotną barierą rozwoju konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Występujące na styku OSD - sprzedawcy negatywne zjawiska powinny zostać wyeliminowane poprzez utworzenie centralnego repozytorium danych pomiarowych, które byłoby gwarantem (przy wsparciu i udziale regulatora) pełnego i niedyskryminującego dostępu do danych pomiarowych odpowiedniej jakości dla wszystkich podmiotów na rynku. Analiza stanu prawnego wskazuje już dzisiaj istniejące mechanizmy mogące mieć zastosowanie w tworzeniu takiego nowego podmiotu, jak również wskazuje obszary, w których należy stworzyć lub zmodyfikować istniejące regulacje. Kolejny rozdział dokumentu skupia się na analizie sytuacji na rynku polskim, w aspekcie budowy rynku opomiarowania. Została przeprowadzona analiza otoczenia biznesowego, uwzględniająca analizę rynku energii elektrycznej w Polsce i analizę stanu opomiarowania i istniejących modeli biznesowych w zakresie opomiarowania. Przeprowadzono również analizę potencjału otoczenia biznesowego, gdyż bazując na doświadczeniach światowych, należy patrzeć na inteligentne opomiarowania, jako niezbędny element nie tylko sieci elektroenergetycznej przyszłości, ale również jako element codziennego życia aktywnego konsumenta (prosumenta), uczestniczącego w grze rynkowej, który będzie nie tylko świadomie zużywał, ale i produkował energię. W wyniku przeprowadzonych analiz stwierdzono, że w aspekcie budowy rynku opomiarowania w Polsce należy szczególną wagę przywiązać do konieczności wdrażania mechanizmów zarządzania popytem, konieczności monitorowania i 10

11 poprawy jakości dostaw energii elektrycznej, uwzględnienia zjawiska mikrogeneracji oraz dynamicznego rozwoju innych inicjatyw proekologicznych (np. samochody elektryczne). W następnej części dokumentu przeprowadzona została analiza dostępnych technologii stosowanych w ramach systemu inteligentnego opomiarowania, ze szczególnym uwzględnieniem dostępnych technologii liczników elektronicznych i dostępnych technologii komunikacyjnych. Poruszony został również temat standaryzacji, jako kluczowego elementu procesu tworzenia ram dla efektywnego wdrażania i funkcjonowania systemu inteligentnego opomiarowania. Wynikiem tej analizy są generalne rekomendacje dotyczące przydatności poszczególnych technologii w zależności od miejsca zastosowania, przeznaczenia, wymagań jakościowych i niezawodnościowych oraz poziomu kosztów. Rekomendacje te nie odzwierciedlają szczegółowych kosztów wykorzystania poszczególnych technologii, ponieważ rozwój techniczny sprawia, że koszty stale się zmieniają (zmniejszają), ponadto docelowe koszty wykorzystania poszczególnych technologii silnie zależą od skali ich zastosowania. Ważnym wnioskiem jest konieczność stałego prowadzenia prac w obszarze standaryzacji stosowanych urządzeń i technologii, ze względu na konieczność zapewnienia ich otwartości i wymienności. Istotnym elementem analizy, zawartym w kolejnym rozdziale opracowania, jest informacja o inicjatywach podejmowanych przez pozostałe kraje UE oraz inne kraje na świecie, w których wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania są najbardziej zaawansowane (w szczególności niektóre stany w Stanach Zjednoczonych oraz Kanada). Przeprowadzona analiza pokazuje, że czas i sposób wdrażania inteligentnego opomiarowania w poszczególnych krajach są zróżnicowane i zależą w głównej mierze od sytuacji bieżącej w danym kraju i motywacji do działania, czyli identyfikacji głównych problemów na rynku energii elektrycznej oraz sprecyzowania głównych celów wdrożenia. Bardzo istotny jest również sam model rynku energii elektrycznej (i zależności między poszczególnymi podmiotami na danym rynku), który często determinuje przyjęty model finansowy. Istotnym wnioskiem jest stwierdzenie faktu, że dany model rynku opomiarowania zaimplementowany w danym kraju wydaje się być nie do przeniesienia pomiędzy rynkami energii. Pomimo wielu podobieństw modele rynku są różne, przede wszystkim ze względu na inne priorytety i cele, które przyświecały projektom instalacji inteligentnego opomiarowania w poszczególnych krajach. Perspektywa realizowanych celów szczegółowych na każdym z analizowanych rynków jest niepowtarzalna. Co do zasady można stwierdzić, że wszystkie inicjatywy budowania rynku inteligentnego opomiarowania dążą do uelastycznienia zachowań odbiorców i wzrostu bezpieczeństwa energetycznego. Analiza inicjatyw podejmowanych przez inne kraje jest istotna z perspektywy budowy modelu rynku opomiarowania w Polsce, ponieważ pozwala na zapoznanie się z doświadczeniami innych krajów, na prześledzenie pojawiających się tendencji, na analizę pod kątem zaadoptowania całości bądź części danego modelu rynku opomiarowania na polskim rynku. Najważniejszym wnioskiem, jaki można wyciągnąć z analizy prowadzonych na świecie projektów, jest to, że im lepiej opisane są cele projektu i mechanizmy mierzenia realizacji tych celów oraz im bardziej precyzyjnie opisane są relacje pomiędzy podmiotami na rynku opomiarowania i ich zakresy odpowiedzialności w obszarze opomiarowania oraz im większy jest poziom standaryzacji rozwiązań technicznych (zakresów funkcjonalnych i protokołów komunikacyjnych w szczególności), tym większe są szanse sukcesu (mierzonego w kategoriach powszechności i korzyści odnoszonych przez wszystkich uczestników rynku) wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania. Ostatni rozdział dokumentu to analiza dotychczasowych wdrożeń pilotażowych inteligentnego opomiarowania w Polsce, przeprowadzona w oparciu o wybrane zaprezentowane przykłady i dane. Poprzez analizę w zakresie wykorzystywanych technologii oraz w zakresie organizacji projektów przedstawione zostały wnioski prezentujące zalety dotychczasowych działań/rozwiązań, jak również istotne ograniczenia i niedoskonałości. Podstawowym wnioskiem z tej analizy jest obserwacja świadcząca o tym, że w Polsce nie ma instalacji pilotażowych w zakresie inteligentnego opomiarowania, z których można byłoby wyciągnąć wnioski biznesowe. Istniejące instalacje należałoby określić instalacjami laboratoryjnymi instalacjami 11

12 demonstracyjnymi. Ograniczają się one do instalacji niewielkiej ilości liczników na ograniczonym, określonym obszarze (projekty pilotażowe/laboratoryjne instalacji dla odbiorców indywidualnych, jak i produkcyjne dla odbiorców przemysłowych). Wspomniane instalacje mają służyć przede wszystkim weryfikacji (potwierdzeniu skuteczności) działania technologii i funkcjonalności dostępnych rozwiązań w zakresie odczytu danych i przekazywania wybranych sygnałów do liczników. Podstawowe wnioski, które zawiera niniejsze opracowanie Analiza, i które zostały wysnute na podstawie toczących się i zakończonych projektów na świecie są następujące: We wszystkich krajach UE, w których prowadzone są projekty, istotną rolę w ich uruchomieniu odgrywa państwo. System inteligentnego opomiarowania stwarza bowiem możliwości do realizacji obowiązków oraz celów państwa. To właśnie państwo ma moc zrównoważenia interesów i korzyści wszystkich podmiotów rynku energii. W krajach, w których kwestie modelu rynku opomiarowania pozostawiono bez uregulowań prawnych oraz nie określono podstawowych wymagań funkcjonalnych, projekty utknęły w martwym punkcie. Istniejące technologie nie stanowią ograniczenia we wdrażaniu systemu inteligentnego opomiarowania, jednak dobór technologii zależy od celów stawianych systemowi (funkcjonalności rozwiązania), wymagań niezawodnościowych, parametrów kosztowych, a w przypadku doboru technologii telekomunikacyjnych uwzględniać powinien uwarunkowania poszczególnych lokalizacji (ukształtowanie terenu, gęstość zabudowy, dostępną infrastrukturę). System inteligentnego opomiarowania wzmacnia konkurencyjność rynku energii umacnia pozycję odbiorcy końcowego, ogranicza pozycję monopolistyczną przedsiębiorstw energetycznych i daje możliwości działania nowym podmiotom na rynku. Realizacja ogólnospołecznych celów wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania nie zależy od przyjętych rozwiązań technicznych znacznie bardziej musi uwzględniać otoczenie biznesowe, które powinno w pełni wykorzystać możliwości, jakie niesie wdrożenie inteligentnego opomiarowania (taryfy czasu rzeczywistego, mikrogeneracja, uczestnictwo konsumentów w bilansowaniu systemu, sieci domowe odbiorców ( HAN-Home Area Networks). Zaprezentowany materiał w dokumencie Analiza ma charakter przeglądowy. Dokument został opracowany w wyniku analizy szeregu dostępnych źródeł informacji dotyczących inteligentnego opomiarowania, źródeł zarówno krajowych, jak i światowych. W ramach pracy nad dokumentem przeanalizowano szereg dokumentów będących obowiązującymi źródłami prawa w Polsce i Unii Europejskiej (dyrektywy, ustawy, rozporządzenia, itp.). Ponadto wykorzystano doświadczenie i materiały źródłowe firmy Hewlett-Packard, jak również doświadczenie dedykowanego do projektu zespołu ze strony przedsiębiorstwa PSE Operator S.A. oraz przedstawicieli Regulatora (URE), Operatorów Sieci Dystrybucyjnej, sprzedawców, z którymi w ramach warsztatów dyskutowane były założenia i treść samego dokumentu. 12

13 2 Analiza uwarunkowań prawnych W niniejszym rozdziale dokonano przeglądu uwarunkowań prawnych oddziaływujących na model rynku opomiarowania. Na początku przedstawiono obowiązujące oraz planowane rozwiązania prawne w Unii Europejskiej, następnie odwołano się do obowiązujących i opracowywanych aktów prawnych w Polsce. 2.1Analiza obowiązujących rozwiązań prawnych Unii Europejskiej Europejskie akty a prawne, mające szczególny wpływ na rynek opomiarowania i wdrażanie inteligentnych pomiarów, to dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych, mówiąca w art. 13 o możliwości nabycia liczników różnych mediów (energii elektrycznej, gazu, ciepła/zimna, ciepłej wody) przez indywidualnych odbiorców, w celu kontroli rzeczywistego zużycia energii. Z kolei dyrektywa 2009/72/WE w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, uchylająca dyrektywę 2003/54/WE, zobowiązuje państwa członkowskie do "wdrożenia inteligentnych systemów pomiarowych, które pozwolą na aktywne uczestnictwo konsumentów w rynku dostaw energii elektrycznej", na podstawie pozytywnej analizy kosztów i korzyści. Dyrektywy te wpisują się w zrównoważoną politykę energetyczną Unii Europejskiej Zrównoważona polityka energetyczna UE Obszar obowiązujących rozwiązań prawnych należy rozumieć poprzez szerokie zagadnienie zrównoważonej polityki energetycznej UE. Przez zrównoważoną politykę energetyczną rozumiane jest: polepszenie dobrobytu społeczeństwa w aspekcie długotrwałym, poprzez dążenie do utrzymania równowagi pomiędzy: bezpieczeństwem energetycznym, zaspokojeniem potrzeb społecznych, konkurencyjnością gospodarki, ochroną środowiska (Skoczkowski, 2009). Główne cele zrównoważonej polityki energetycznej, wraz z definiującymi je aktami prawnymi, przedstawiono szczegółowo poniżej (Tabela 1). Dążąc do osiągnięcia głównych celów wymienionych powyżej, kluczowe jest osiągnięcie określonego pułapu udziału energii ze źródeł odnawialnych w całkowitej ilości produkowanej energii elektrycznej, zwiększenie udziału wykorzystania biopaliw, ograniczenie zużycia energii oraz ustalenie optymalnego modelu rynku wewnętrznego. 13

14 Tabela 1 Główne cele zrównoważonej polityki energetycznej CEL Udział energii elektrycznej z OZE Udział biopaliw Ograniczenie zużycia energii 20% do 2020 r. 10% w całkowitym zużyciu benzyn i oleju napędowego w transporcie do 2020 r. o 9% energii finalnej do 2016 r. (w odniesieniu do średniego rocznego zużycia w latach ) o 20% energii pierwotnej do 2020 r. (w stosunku do prognozowanego zapotrzebowania) PODSTAWA PRAWNA Dyrektywa 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych uchylająca dyrektywy 2001/77/WE i 2003/30/WE Dyrektywa 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych uchylająca dyrektywy 2001/77/WE i 2003/30/WE Dyrektywa 2002/91/EC w sprawie charakterystyki energetycznej budynków; Dyrektywa 2004/8/EC w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii; Dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych uchylająca dyrektywę Rady 93/76/EWG Etykiety efektywności energetycznej wpływające na ograniczenie zużycia energii Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/125/WE z dnia 21 października 2009 r. ustanawiająca ogólne zasady ustalania wymogów dotyczących ekoprojektu dla produktów związanych z energią; 8 dyrektyw dotyczących etykiet efektywności energetycznej urządzeń AGD; 3 dyrektywy dotyczące minimalnych wymagań efektywności energetycznej dotyczących zużycia energii przez produkty; Rozporządzenie (WE) nr 106/2008 w sprawie wspólnotowego programu znakowania efektywności energetycznej urządzeń biurowych Dyrektywa 2003/54/EC oraz 2003/55/EC w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i gazu ziemnego; Dyrektywa 2009/72/WE w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej Wewnętrzny rynek energii uchylająca dyrektywę 2003/54/WE; Rozporządzenie (WE) nr 714/2009 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 Opracowanie własne na podstawie Skoczkowskiego,

15 Należy zaznaczyć, że cel polegający na osiągnięciu ponad 20% udziału energii z OZE w krajach UE do 2020 r. został różnie zdefiniowany dla poszczególnych państw. Określono go z uwzględnieniem istniejących możliwości uzyskania energii ze źródeł odnawialnych oraz możliwości finansowych danego kraju (Rys. 1). Rys. 1 Udział docelowy produkcji energii z OZE w energii brutto w krajach członkowskich UE (Źródło: Komisja Europejska) Regulacje prawne Unii Europejskiej Dyrektywa 2009/72/WE Kwestie związane z efektywnością energetyczną oraz zarządzaniem popytem zostały szeroko ujęte w Dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. Dotyczy ona wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchyla dyrektywę 2003/54/WE. Celem dyrektywy jest ulepszenie i zintegrowanie konkurencyjnych rynków energii we Wspólnocie. Omawiana regulacja ustanawia wspólne zasady dotyczące wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i dostaw energii elektrycznej wraz z przepisami dotyczącymi ochrony konsumentów, w celu ulepszenia i zintegrowania konkurencyjnych rynków energii we Wspólnocie. Ustanawia ona zasady dotyczące organizacji i funkcjonowania sektora elektroenergetycznego, otwartego dostępu do rynku, kryteriów i procedur mających zastosowanie do zaproszeń do składania ofert i do udzielania zezwoleń oraz do eksploatacji systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Określa ona również obowiązki usługi powszechnej i prawa konsumentów energii elektrycznej oraz wyjaśnia wymogi z zakresu konkurencji. W załączniku I do dyrektywy zdefiniowane są środki z zakresu ochrony konsumentów, przy czym dwa są szczególnie istotne z punktu widzenia opomiarowania. Zgodnie z nimi konsument posiada: dostęp do swoich danych dotyczących zużycia oraz możliwość, za wyraźną zgodą i nieodpłatnie, udzielenia dostępu do swoich danych pomiarowych każdemu zarejestrowanemu przedsiębiorstwu dostarczającemu energię elektryczną. Strona odpowiedzialna za zarządzanie danymi ma obowiązek przekazania tych danych temu przedsiębiorstwu. Państwa członkowskie określają format danych oraz procedurę 15

16 udostępniania ich dostawcom i konsumentom. Konsumenta nie obciąża się żadnymi dodatkowymi kosztami tej usługi; odpowiednią informację o rzeczywistym zużyciu i kosztach energii elektrycznej z dostateczną częstotliwością, tak, aby konsument mógł dostosowywać swoje zużycie energii elektrycznej. Informacje te podawane są w odpowiednich przedziałach czasowych uwzględniających możliwości posiadanych przez odbiorcę urządzeń pomiarowych. Konsumenta nie obciąża się żadnymi dodatkowymi kosztami tej usługi. Ponadto, w punkcie 2 załącznika I wskazane są działania związane z wdrożeniem inteligentnego opomiarowania, które muszą podjąć państwa członkowskie. Państwa członkowskie mają zapewnić wdrożenie inteligentnych systemów pomiarowych, które pozwolą na aktywne uczestnictwo konsumentów w rynku dostaw energii elektrycznej. Warunkiem wdrożenia takich systemów pomiarowych jest przeprowadzenie do dnia 3 września 2012 r. analizy ekonomicznej, która uwzględni koszty i korzyści dla rynku oraz dla konsumenta. Analiza powinna wskazać, jaki system będzie dla danego państwa optymalny oraz w jakim czasie będzie możliwy do wdrożenia przy założeniu, że wdrożenie powinno zostać zakończone w ciągu 10 lat. W przypadku pozytywnej oceny analizy, co najmniej 80% konsumentów powinno zostać wyposażonych w inteligentne opomiarowanie do roku Ponadto, państwa członkowskie (lub właściwy ich organ) mają zapewnić współdziałanie systemów pomiarowych poprzez zdefiniowanie odpowiednich standardów i najlepszych praktyk Dyrektywa 2006/32/WE Zasadniczym aktem prawnym dotyczącym rynku opomiarowania energii elektrycznej jest Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. o efektywności końcowej wykorzystania energii i usługach energetycznych, zastępująca dyrektywę Rady 93/76/EWG. Celem tej dyrektywy jest opłacalna ekonomicznie poprawa efektywności końcowego wykorzystania energii w państwach UE, stworzenie dodatkowych bodźców ograniczających konsumpcję energii elektrycznej oraz doprowadzenie do większego rozwoju usług w sektorze energetycznym. Państwa członkowskie zostały zobowiązane w art. 10 do usunięcia korzyści, które mogą występować w taryfach dystrybucyjnych i przesyłowych, mogące powodować wzrost ilości zużywanej energii przez konsumentów. Omawiany artykuł ma ograniczać pozarynkowe czynniki zwiększające zużycie energii oraz umożliwiać, w zakresie efektywności energetycznej, nałożenie obowiązku świadczenia usług o charakterze publicznym (Public Service Obligation) na przedsiębiorstwa energetyczne. Ma to na celu rozpoczęcie działań prowadzących do poszanowania zużycia energii. Powyższa norma prawna ma prowadzić do bardziej efektywnej konsumpcji poprzez zwiększenie świadomości odbiorców w kwestii ich wpływu na rynek energetyczny i ochronę środowiska. Artykuł 11 dotyczy funduszy i mechanizmów finansowania. Ustawodawcy unijni zadbali o możliwość stworzenia programów pomocy publicznej, mających na celu wspieranie działań podnoszących efektywność energetyczną. Do wspomnianych działań zaliczają: promocję audytu energetycznego, instrumenty finansowe służące oszczędnościom energetycznym, a także w stosownych przypadkach ulepszone dokonywanie pomiarów za pomocą liczników oraz wystawianie rachunków za energię zawierających zrozumiałe informacje. Zgodnie z postanowieniami dyrektywy, programy pomocy publicznej mają być skierowane zarówno do przedsiębiorstw energetycznych (m.in. operatorów systemów dystrybucyjnych), jak również konsumentów. Z dotychczasowych doświadczeń krajów członkowskich wynika, że koszty i korzyści z wprowadzenia systemu inteligentnego opomiarowania różnie się rozkładają dla poszczególnych podmiotów rynku. Zawsze jednak sprzedawcy oraz konsumenci wydają się odnosić największe korzyści, natomiast największe koszty mogą przypaść w udziale OSD. Dlatego też należy się zastanowić nad wprowadzeniem dodatkowych bodźców stymulujących (organizacyjnych, finansowych, regulacyjnych), które zachęcą do wprowadzenia systemu 16

17 inteligentnego opomiarowania. Wykorzystane mogą być również środki publiczne, a fundusze, o których mowa w dyrektywie, mogą być przeznaczone na udzielanie dotacji, pożyczek, gwarancji finansowych lub innych rodzajów finansowania związanych z zagwarantowaniem osiągnięcia oczekiwanych rezultatów efektywnościowych. Artykuł 13 odnosi się wprost do opomiarowania i informacji, która powinna być zawarta na rachunku. Regulacja ta w ust. 1 nakazuje państwom UE stworzenie przepisów, umożliwiających korzystanie z indywidualnych urządzeń pomiarowych udostępniających informacje o bieżącej konsumpcji energii i o rzeczywistym czasie korzystania z energii. Urządzenia te powinny być wprowadzane pod pewnymi warunkami: jeżeli jest to technicznie możliwe, efektywne kosztowo oraz nakłady są proporcjonalne do osiąganych celów w zakresie zwiększania efektywności energetycznej. Jeżeli chodzi o wymianę liczników, należy stosować nowoczesne liczniki elektroniczne, pod warunkiem, że jest to technicznie możliwe oraz opłacalne ekonomicznie. W sytuacji podłączania nowych budynków lub znaczących remontów w istniejących budynkach, stosowane mają być urządzenia omawiane powyżej. Ponadto, rachunki za zużytą energię przedstawiane konsumentowi powinny dotyczyć aktualnej konsumpcji i być prezentowane w prosty i zrozumiały sposób. Działanie to ma na celu umożliwienie odbiorcy regulowania poziomu własnego zużycia energii na bieżąco, biorąc pod uwagę obowiązujące w danej chwili ceny energii. Co ważne ustawodawca unijny wskazuje na prawo odbiorcy do instalacji własnego licznika, który będzie mógł realizować co najmniej funkcje kontroli własnego zużycia, i który będzie musiał być uznany przez OSD (prawdopodobnie jednak pod warunkiem spełnienia określonych w innych regulacjach wymagań technicznych i funkcjonalnych). Tak więc nawet w przypadku braku wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania przez OSD, bądź inne przedsiębiorstwo energetyczne (zgodnie z przyjętym przez kraj członkowski Unii modelem rynku opomiarowania), to ostatecznie odbiorca zadecyduje o wyborze urządzenia pomiarowego i wymusi na OSD minimalną funkcjonalność systemu, pozwalającą na racjonalizację zużycia energii i ponoszonych kosztów. Artykuł 13 ust. 2 zobowiązuje państwa członkowskie do zapewnienia, tam gdzie jest to możliwe, aby dystrybutorzy energii 1, operatorzy systemu dystrybucyjnego i przedsiębiorstwa prowadzące detaliczną sprzedaż energii stosowali rozliczenia za zużytą energię odzwierciedlające aktualną konsumpcję. Omawiany przepis wymaga zastosowania takich regulacji, które pozwolą na dokonywanie świadomej konsumpcji i dadzą możliwość reagowania na czynniki rynkowe poprzez dostosowywanie do nich własnego poboru. Na uwagę zasługuje fakt, że nie nałożono bezwzględnego nakazu zastosowania inteligentnego opomiarowania w stosunku do odbiorców. Na sprzedawców energii, został zaś nałożony obowiązek informowania odbiorców indywidualnych o aktualnych cenach energii i jej bieżącej konsumpcji przez odbiorcę. Odbiorcy powinni mieć również możliwość porównywania swojej aktualnej konsumpcji z konsumpcją z roku poprzedniego, a także swojej konsumpcji bieżącej z wzorcową. Z omawianego przepisu wynika, że z prawnego punktu widzenia, wprowadzenie inteligentnego opomiarowania jest warunkowe. Dyrektywa nakłada obowiązek wprowadzenia rozwiązań prawnych w tej kwestii, jednakże pozwala państwom członkowskim dopasować zakres tego obowiązku do osiąganych korzyści. Obowiązek nałożony na państwo tą regulacją ma charakter 1 Definicje za 2006/32/WE dystrybutor energii : osoba fizyczna lub prawna odpowiedzialna za przesył energii w celu jej dostarczenia do odbiorców końcowych i do stacji dystrybucyjnych, które sprzedają energię odbiorcom końcowym. Niniejsza definicja nie obejmuje operatorów systemu przesyłu gazu i energii elektrycznej, o których mowa w lit. p); p) operator systemu dystrybucji : osoba fizyczna lub prawna odpowiedzialna za eksploatację, utrzymanie oraz, o ile to konieczne, za rozwój systemu dystrybucji energii elektrycznej i gazu ziemnego na danym obszarze oraz, w odpowiednich przypadkach, za jego połączenia z innymi systemami, a także za zapewnienie długoterminowej zdolności systemu do zaspokajania rozsądnego zapotrzebowania na dystrybucję energii elektrycznej i gazu ziemnego; 17

18 norm minimalnych, które nie determinują wyboru konkretnego typu inteligentnego opomiarowania. Kwestię zaproponowania rozwiązania prawnego w tym zakresie pozostawiono w gestii ustawodawcy krajowego, pozostawiając jednak, zgodnie z duchem dyrektywy, odbiorcy ostateczną decyzję w sprawie instalacji urządzenia pomiarowego o oczekiwanej przez niego funkcjonalności Dyrektywa 2009/28/WE Regulacją dotyczącą odnawialnych źródeł energii jest Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE. Określa obowiązkowe krajowe cele ogólne w odniesieniu do całkowitego udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto i w odniesieniu do udziału energii ze źródeł odnawialnych w transporcie. Ustanawia zasady dotyczące statystycznych przekazów między państwami członkowskimi, wspólnych projektów między państwami członkowskimi i państwami trzecimi, gwarancji pochodzenia, procedur administracyjnych, informacji i szkoleń oraz dostępu energii ze źródeł odnawialnych do sieci elektroenergetycznej. Określa również kryteria zrównoważonego rozwoju dla biopaliw i biopłynów. W dyrektywie tej określono elementy wchodzące w skład tzw. pakietu środków koniecznych do redukcji emisji gazów cieplarnianych. Są nimi: kontrola zużycia energii, zwiększenie zużycia energii z OZE, oszczędność energii, zwiększona efektywność energetyczna. Zagadnienia te mają także bardzo istotne znaczenie dla zwiększania bezpieczeństwa dostaw energii oraz wspierania rozwoju technologicznego i innowacji. Z punktu widzenia inteligentnego opomiarowania na rozwój OZE mają wpływ dwa poniżej zawarte zagadnienia. Bezpieczeństwo dostaw energii, gdzie źródłem są czynniki zależne od warunków pogodowych (wiatr, słońce). Konieczne będzie dokładne monitorowanie zużycia i możliwość skorzystania z systemów klasy DSR. W przypadku gwałtownego rozwoju mikrogeneracji (która w przeważającej mierze klasyfikuje się do OZE), liczniki będą musiały posiadać możliwość pomiaru energii elektrycznej w dwóch kierunkach albo posiadać możliwość pomiaru zarówno energii odebranej z sieci, jak i wyprodukowanej (niekoniecznie dostarczonej do sieci) w celu uzyskania certyfikatu Dyrektywa 2005/89/WE Dyrektywa 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r., dotyczy środków gwarantujących bezpieczeństwo dostaw energii i inwestycje w infrastrukturę. W celu zbilansowania podaży i popytu na energię, niniejsza dyrektywa wymienia w art. 5, jako jedną z czynności, którą mogą podjąć kraje wspólnoty, promowanie zaawansowanych systemów pomiarowych, nawet z wykorzystaniem pomocy państwa. Inteligentne opomiarowanie w omawianej regulacji postrzegane jest jako środek ograniczający popyt na energię elektryczną, a co za tym idzie, jako środek wpływający na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego Dyrektywa 2003/96/WE oraz 2004/74/WE Regulacją nakładającą na państwa Unii Europejskiej obowiązek ustalania podatków na produkty energetyczne i energię elektryczną jest Dyrektywa Rady 2003/96/WE z dnia 27 października 2003 r. w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej. Artykuł 4 omawianej dyrektywy stanowi, że poziomy opodatkowania, jakie państwa członkowskie stosują do produktów energetycznych i energii elektrycznej ( ), nie mogą być niższe, niż minimalne poziomy opodatkowania przewidziane niniejszą dyrektywą. W rozumieniu dyrektywy poziom opodatkowania jest całkowitą kwotą opłat pobranych jako podatki pośrednie (z wyłączeniem podatku od wartości dodanej), wyliczoną bezpośrednio lub pośrednio na podstawie ilości 18

19 produktów energetycznych i energii elektrycznej w momencie przekazania do konsumpcji. Dyrektywą wprowadzającą zmiany do omawianej jest Dyrektywa Rady 2004/74/WE z dnia 29 kwietnia 2004 r. zmieniająca dyrektywę 2003/96/WE w zakresie możliwości stosowania przez określone państwa członkowskie czasowych zwolnień lub obniżek poziomu opodatkowania na produkty energetyczne i energię elektryczną Komunikat o możliwościach rozwoju rynku gazu i energii elektrycznej Dokumentem potwierdzającym rolę inteligentnego opomiarowania na rynku energetycznym jest Komunikat Komisji Europejskiej skierowany do Rady i Parlamentu Europejskiego o możliwościach rozwoju rynku gazu i energii elektrycznej z dnia 10 stycznia 2007 r. (KOM(2006) 841 wersja ostateczna). W komunikacie zwrócono uwagę na korzyści, jakie niesie ze sobą wprowadzenie inteligentnego opomiarowania zarówno dla odbiorców, jak i dla rozwoju konkurencji na rynku energetycznym i ochrony środowiska naturalnego Zielona księga w sprawie racjonalizacji zużycia energii Głównym celem dokumentu Zielona Księga w sprawie racjonalizacji zużycia energii, czyli jak uzyskać więcej mniejszym nakładem środków (COM(2005) 265 końcowy) z 22 czerwca 2005 r. jest identyfikacja przeszkód w procesie racjonalizacji zużycia energii oraz wskazanie sposobów na ich usunięcie. Podstawowym czynnikiem determinującym racjonalizację zużycia energii jest stale wzrastające zapotrzebowanie na energię elektryczną, które prowadzi do wzrostu ponoszonych kosztów na dodatkowe inwestycje w energetyce, zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii spowodowane zarówno niestabilnością polityczną państw eksportujących paliwa, jak i uzależnieniem od tych państw. Jeżeli aktualne tendencje się utrzymają, uzależnienie UE od importu ropy naftowej w roku 2030 osiągnie pułap 90%, natomiast gazu 80%. Kolejnym istotnym aspektem w procesie racjonalizacji energii jest wzrost świadomości w zakresie ochrony środowiska. Zielona Księga rozpatruje racjonalizację zużycia energii zarówno w kontekście globalnym, jak i indywidualnym, czyli z punktu widzenia podmiotów wytwarzających, dostarczających energię oraz konsumentów. Celem działań nakierowanych na te podmioty jest zachęcanie ich do stosowania energooszczędnych mechanizmów w swoich planach rozwoju, przy zachowaniu korzystnej relacji kosztów do korzyści (uzyskaniu efektywnej stopy zwrotu z takich działań). Omawiane aspekty odnoszą się do implementacji systemu inteligentnego opomiarowania w sposób pośredni, gdyż system ten w sposób pośredni realizuje powyższe zadania. Ponadto w omawianym dokumencie w sposób stanowczy zarekomendowano przyjęcie dyrektywy dotyczącej racjonalizacji zużycia energii. Za realizację tego postulatu można uznać dyrektywę 2006/32/WE omawianą w punkcie Rekomendacje w zakresie urządzeń pomiarowych (CEER oraz ERGEG) Council of European Energy Regulators (CEER) oraz European Regulators Group for Electricity and Gas (ERGEG) przedstawiają swoje rekomendacje odnośnie do inteligentnego sposobu pomiaru energii elektrycznej m.in. w raporcie ERGEG z dnia 31 października 2007 r. (zaktualizowany na dzień 19 października 2009 r. E09-RMF-17-03). Zalecane jest odejście od systemów tradycyjnych na rzecz wprowadzenia systemu inteligentnego opomiarowania. Podstawowymi korzyściami wynikającymi z wprowadzenia tego systemu dla odbiorców indywidualnych energii elektrycznej jest możliwość pomocy osobom mającym kłopoty z płaceniem za zużycie energii, propagowanie działań prowadzących do zwiększenia efektywności energetycznej oraz odpowiedzialnej konsumpcji. System opomiarowania ma istotny wpływ na rynek energetyczny. Dlatego też sprawą zasadniczą jest, aby regulatorzy zapewnili równy dostęp wszystkim uczestnikom rynku do pełnego wachlarza funkcji, jakimi rynek inteligentnego opomiarowania dysponuje. Poniższe wnioski sformułowane przez ERGEG wynikają z dyskusji i analiz istniejących oraz planowanych wdrożeń systemów inteligentnego opomiarowania: 19

20 Regulatorzy wprowadzając regulacje dotyczące inteligentnego opomiarowania, powinni szczegółowo przeanalizować przedsięwzięcie pod względem procesów zachodzących na rynku energii, danych osobowych, funkcjonalności rozwiązania i koniecznych standardów oraz możliwości implementacji na dużą skalę. Najbardziej istotne przesłanki do wdrożenia inteligentnego opomiarowania na szeroką skalę to efektywność energetyczna, zarządzanie zapotrzebowaniem na moc w okresach szczytowych, częstsze odczyty. Najbardziej skutecznymi narzędziami we wdrożeniu inteligentnego opomiarowania ze strony regulatora są obowiązkowe normy prawne, zdefiniowane minimalne wymagania funkcjonalne i rozwiązania oraz określenie poziomu ROI (Return On Investment zwrot z inwestycji). Niezależnie od podmiotu świadczącego usługi pomiarowe, dostęp do danych pomiarowych powinien być zagwarantowany osobom trzecim poprzez jeden z wymienionych poniżej środków (bądź ich kombinację): ustanowienie niezależnego podmiotu świadczącego usługi pomiarowe, stworzenie platformy wymiany danych dostępnych dla podmiotów trzecich lub poprzez odpowiedni system IT. Zalecana jest jednak szczególna uwaga i wprowadzenie koniecznych regulacji związanych z ochroną danych osobowych, gdyż zakres danych zbieranych przez inteligentny licznik jest nieporównywalnie większy, niż to miało miejsce do tej pory. System inteligentnego opomiarowania zapewnia każdemu użytkownikowi dostęp do danych w dowolnej chwili, dodatkowo umożliwia automatyczną zmianę sprzedawcy, a dotychczasowe czasochłonne procedury stają się zbędne. Wykorzystywany obecnie, podczas rozliczania odbiorców indywidualnych, standardowy profil zużycia mógłby być ulepszony poprzez wprowadzenie szczegółowych profilów zużycia dla odbiorcy indywidualnego. Rozważając wprowadzenie systemu inteligentnego opomiarowania, należy się zastanowić nad wymogami, jakie powinny spełniać inteligentne liczniki. Istotne jest określenie pewnego minimum funkcjonalności, jakie licznik powinien posiadać. Należy mieć świadomość, że inteligentne liczniki posiadają wiele funkcji, co z jednej strony może generować koszty, a z drugiej przynosić liczne korzyści. To, co stanowi istotę inteligentnego opomiarowania i jest zagadnieniem kluczowym w realizowanych projektach to możliwość dokonywania zdalnych odczytów oraz komunikacja dwukierunkowa z licznikiem. Na rynku pojawiają się różne narzędzia oraz interfejsy komunikacyjne związane z technologią inteligentnego opomiarowania. Należy zwrócić uwagę na problem, jaki może się pojawić z interoperacyjnością pomiędzy różnymi uczestnikami i aplikacjami. W związku z powyższym, rekomendowane jest wykorzystywanie standardowych rozwiązań gwarantujących kompatybilność. Brak jest na dzień dzisiejszy jednolitych, europejskich standardów dotyczących inteligentnego opomiarowania, rozumianych także jako zakres funkcjonalny rozwiązania Struktura rynku opomiarowania energii elektrycznej Tworząc rozwiązania prawne określające nową strukturę rynku opomiarowania zużycia energii elektrycznej, należy w pierwszej kolejności rozstrzygnąć kluczowe kwestie związane z elementami (obszarami działalności) składającymi się na rynek opomiarowania, czyli: kwestie związane z instalacją i wymianą urządzeń pomiarowych, kwestie związane z eksploatacją urządzeń pomiarowych, kwestie związane z odczytem danych pomiarowych, kwestie związane z przetwarzaniem danych. O tym, które podmioty istniejące na rynku energii będą prowadzić działalność w powyżej wskazanych obszarach rynku opomiarowania, uzależnione jest od przyjętej struktury rynku. 20

21 Kolejnym czynnikiem mającym istotne znaczenie dla zdeterminowania struktury rynku opomiarowania jest poziom liberalizacji oraz konkurencyjności rynku energii elektrycznej. W zależności od przyjętej struktury rynku energii elektrycznej mechanizmy konkurencyjne mogą zostać wzmocnione lub ograniczone. W regulacjach wspólnotowych przyjęto za cel wzmocnienie mechanizmów konkurencyjnych poprzez wdrożenie systemu inteligentnego opomiarowania zużycia energii w państwach członkowskich. Wprowadzany model będzie się różnił w poszczególnych państwach. W przypadku rynku zintegrowanego pionowo, proponowanym modelem rynku opomiarowania jest model oparty na mechanizmach regulacyjnych, w którym rola regulatora jest znacznie większa. Gdy mamy do czynienia z rynkiem całkowicie konkurencyjnym, w obrębie którego działa duża liczba niezależnych podmiotów, odpowiednim modelem jest rynek zliberalizowany, który wykorzystuje mechanizmy rynkowe. W regulacjach prawnych wybranych państw można dostrzec wskazane modele rynku opomiarowania energii elektrycznej. Istnieją również modele pośrednie, przykładem może być rozwiązanie przyjęte w Holandii, gdzie rynek liczników jest regulowany, ale uwolniony jest rynek operatorów pomiarów, tzn. właścicielem licznika jest OSD, ale usługi powiązane z licznikiem (np. odczyt) świadczą niezależni operatorzy pomiarów. Trzeba zaznaczyć za European Regulators Group for Electricity and Gas (ERGEG, 2007), że w zależności od procesu różni uczestnicy rynku są beneficjentami pomiarów, co zostało przedstawione w Tabeli 2. Tabela 2 System inteligentnego opomiarowania: procesy i zaangażowani uczestnicy - opracowanie własne na podstawie ERGEG. LP Proces Uczestnicy zaangażowani 1 Zmiana dostawcy Odbiorca, nowy/stary Sprzedawca, OSD 2 Prognoza popytu/wytwarzania OSD, wytwórca, OSP 3 Zarządzanie Stroną Popytową Sprzedawca, OSD, Wytwórca, OSP, strony trzecie 1 4 Informacje dla odbiorcy (zużycie, efektywność) Odbiorca 5 Dane dla potrzeb bilingowych Sprzedawca, OSD 6 Dane do rozliczeń i uzgodnień Operator Pomiarów 7 Dane dla firm serwisowych strony trzecie (firmy serwisowe) 8 Zmiana ceny energii Sprzedawca 9 Zmiana taryfy dystrybucyjnej OSD 10 Przyłączenie/odłączenie odbiorcy OSD, Sprzedawca 11 Pomiar jakości energii URE, OSD, Odbiorca 12 Ograniczenie mocy, odłączenie OSD, Sprzedawca, OSP, Odbiorca 13 Sygnał cenowy dla odbiorcy OSD, Sprzedawca, Odbiorca, OSP 1 niezależne podmioty świadczące usługę na rzecz odbiorcy np. regulację termostatu przy wykorzystaniu infrastruktury AMI Własność urządzeń pomiarowych Rozważając kwestie własności urządzeń pomiarowych należy odpowiedzieć na pytanie, kto ponosi koszty ich instalacji, wymiany, eksploatacji, jak również odczytów i przetwarzania danych pomiarowych. Powyższe usługi mogą być wykonywane przez jeden podmiot. Państwa członkowskie EU przyjęły różne rozwiązania tej kwestii. Zasadniczo w poszczególnych państwach brane są pod uwagę następujące podmioty: Operator Systemu Dystrybucyjnego (OSD), Sprzedawcy energii, Operator pomiarów, Konsumenci. 21

22 Wybór podmiotu uzależniony jest od przyjętego modelu rynku. W przypadku rynku zliberalizowanego to konsument lub sprzedawca będą właścicielami urządzeń pomiarowych. W ich gestii będzie zlecanie wykonania usług w zakresie obsługi systemu opomiarowania, natomiast obsługa systemu oparta będzie na zasadach konkurencji. W przypadku rynku regulowanego, za obsługę systemu pomiarowego odpowiedzialne są określone podmioty, np. OSD lub operator pomiarów. W Polsce, zgodnie z dzisiejszymi uregulowaniami prawnymi, własność urządzeń pomiarowych zależy od charakteru odbiorcy energii. Odbiorcy grup przyłączeniowych I-III mogą być właścicielami układu pomiarowego ( licznika ), a dla odbiorców grup przyłączeniowych IV-VI to OSD jest właścicielem licznika (patrz rozdział 2.3.4). Unijne akty prawne kwestię własności urządzeń pomiarowych przekazały do uregulowania państwom członkowskim. Całkowicie oddzielnie traktować należy kwestię prawa do danych pomiarowych oraz określenia zasad ich przetwarzania i udostępniania. Co ważne, kwestia własności urządzenia pomiarowego nie przesądza o własności danych w nim przetwarzanych. Należy mieć świadomość, że o ile własność urządzeń pomiarowych jest związana z infrastrukturą przesyłową i dystrybucyjną, to własność danych pomiarowych powinna być w gestii konsumenta. Realizacja tego prawa przez odbiorcę indywidualnego jest dzisiaj, ze względów zarówno technicznych, jak i administracyjnych, trudna do egzekwowania i praktycznie dane pozostają w gestii OSD, co nie sprzyja wzrostowi konkurencyjności rynku energii Wymiana urządzeń pomiarowych Państwa członkowskie zapewniają wdrożenie inteligentnych systemów pomiarowych, które pozwolą na aktywne uczestnictwo konsumentów w rynku dostaw energii elektrycznej, o ile ich wdrożenie spełni odpowiednie kryteria. W załączniku nr 1 do dyrektywy 2009/72/WE (patrz również rozdział ), prawodawca unijny uzależnił podjęcie kolejnych kroków w zakresie wdrażania inteligentnego opomiarowania od przeprowadzenia oceny przez państwa członkowskie. Ocena taka powinna uwzględniać w szczególności: korzyści ekonomiczne dla rynku oraz indywidualnego konsumenta, długoterminowe koszty, ocenę opłacalności wdrożenia konkretnego rozwiązania (formy inteligentnego pomiaru), wybór konkretnej formy inteligentnego pomiaru, z uwzględnieniem powyższych kryteriów. Dyrektywa pozostawia więc swobodę państwom członkowskim w zakresie wyboru rozwiązania, przewiduje jednakże ramy czasowe dla całego procesu wdrażania inteligentnego opomiarowania. Państwa członkowskie (lub wyznaczony przepisami krajowymi organ) zobowiązane są do dokonania ww. oceny w terminie do dnia 3 września 2012 r. Dodatkowo nałożony został na kraje członkowskie obowiązek przygotowania harmonogramu wdrażania, obejmujący 10 lat od daty dokonania analizy. W przypadku pozytywnej oceny skutków wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania państwa członkowskie zostaną zobowiązanie do wyposażenia w inteligentne systemy pomiarowe przynajmniej 80 % konsumentów do roku W związku z powyższym, sposób, w jaki liczniki zostaną wprowadzone zależy przede wszystkim od struktury rynku poszczególnych państw. Proces ten inaczej będzie przebiegał na regulowanym rynku energii, a inaczej na rynku opartym o reguły konkurencji. W pierwszym przypadku wymiana liczników może być obligatoryjnie wykonywana według określonego harmonogramu, na podstawie decyzji regulatora rynku, może on przygotować specyfikację techniczną liczników i zadecydować o wprowadzeniu pomocy publicznej w tym zakresie. W drugim przypadku (działania reguł konkurencji) wprowadzenie inteligentnego opomiarowania będzie się opierało na korzyściach inwestora, który tak będzie budował rozwiązanie, aby projekt był dla niego opłacalny ekonomicznie, co może skutkować ograniczeniem zakresu funkcjonalnego rozwiązania do potrzeb tylko inwestora. Należy się również zastanowić, w jakim stopniu analiza kosztów powinna wpływać na wymianę urządzeń pomiarowych. Na wymianę liczników i ich rodzaj mogą mieć wpływ konsumenci lub też 22

23 decyzja może zostać podjęta bez ich udziału. Inaczej będą się rozkładały również koszty. W przypadku, gdy konsumenci nie będą mieli mocy decyzyjnej, każdemu z nich zostanie zainstalowany licznik o określonych parametrach, a koszty mogą być wliczone np. do taryfy. W przypadku, gdy konsument chce mieć zainstalowany licznik o większych możliwościach niż standardowy, można zastosować model mieszany, tzn. taki, gdzie część kosztów, na poziomie instalacji standardowego licznika, finansowana jest przez operatora systemu, pozostała część kosztów ponoszona jest przez konsumenta. Tutaj ciekawym przykładem rozszerzeń dla licznika mogą być rozwiązania przetestowane w Wielkiej Brytanii, Norwegii, czy Ontario, takie jak: wyświetlacze instalowane w domu, komunikacja informacji do telewizora, urządzenia sterujące termostatem bojlera, czy kolorowe kule, pełniące rolę ozdoby w domu, zmieniające kolor w zależności od ceny energii elektrycznej. Decyzje w zakresie harmonogramów i zakresów wymiany liczników oraz specyfikacji wymagań dla systemu inteligentnego oprogramowania powinny być przygotowane nie tylko w oparciu o analizę kosztów i korzyści w małej skali, ale także (a nawet przede wszystkim) z uwzględnieniem kosztów ogólnośrodowiskowych i ogólnospołecznych zgodnie z przeprowadzoną przez państwo analizą. W przeciwnym razie dojść może do ograniczenia lub spowolnienia wymiany oraz do wyboru tańszych, ale niekoniecznie odpowiednich liczników, np. systemu zdalnego odczytu zamiast AMM. W związku z powyższym, rekomendowanym rozwiązaniem jest wymiana liczników w oparciu o odpowiedni harmonogram, z uwzględnieniem określonej specyfikacji technicznej urządzeń pomiarowych, terminów określonych w prawie unijnym, a także z powiązaniem kosztów inwestycji z interesariuszami proporcjonalnie do uzyskiwanych korzyści, np. poprzez wprowadzenia opłat za dane pomiarowe i inne usługi świadczone przy pomocy inteligentnego opomiarowania Własność danych pomiarowych Inteligentny licznik zbiera znacznie więcej danych niż do tej pory było praktykowane. Dane te mogą być w wyjątkowych sytuacjach wykorzystane na szkodę konsumenta w aspekcie np.: zagrożenia bezpieczeństwa, przez możliwość monitorowania przez przestępców aktywności konsumenta lub statusu materialnego (poprzez ilość zużywanej energii); reklamacji zakupionych urządzeń elektronicznych - producent sprzętu elektronicznego, mając dostęp do danych pomiarowych, może odmówić wypłaty odszkodowania lub naprawy sprzętu, w przypadku stwierdzenia niezachowania parametrów energii elektrycznej 2, mogących mieć wpływ na awarię danego sprzętu. Dane dotyczące indywidualnej konsumpcji ze względu na swoją wartość rynkową, jak i indywidualny charakter, powinny być chronione w ramach reżimu regulacji dotyczących ochrony danych osobowych. Właścicielem danych powinien być bezwzględnie konsument. Dostęp do tych danych musi odbywać się na podstawie odpowiednich zapisów umownych zawartych pomiędzy konsumentem, a podmiotem świadczącym usługi na rzecz konsumenta. Najczęściej w roli takiego podmiotu występuje OSD lub sprzedawca, w zależności od przyjętej struktury rynku. Dodatkowo, istotne jest uregulowanie podstawy prawnej dla przetwarzania powyższych danych pomiarowych przez inne podmioty na rynku. Odpowiednia regulacja powinna mieć w tym przypadku charakter ustawowy. Należy również zwrócić uwagę na sytuację, w której jeden z podmiotów świadczących usługi na rzecz konsumenta będzie udostępniał dane innym podmiotom. W takiej sytuacji konieczne powinno być uzyskanie zgody konsumenta. Własność danych pomiarowych i dostęp do nich ma bardzo istotne znaczenie we wdrożeniu inteligentnego opomiarowania, co z jednej strony podkreśla w swoich raportach ERGEG (patrz rozdział 2.1.3), a z drugiej potwierdza praktyka poszczególnych krajów (odrzucenie regulacji prawnych w Holandii). Pamiętać należy, iż dane osobowe zgodnie z ustawą, to wszelkie informacje dotyczące zidentyfikowanej lub możliwej do zidentyfikowania osoby fizycznej. W sytuacji, gdy dane 2 Na podstawie Dr Robert Zajdler Ochrona Danych Osobowych a systemy inteligentnych sieci Biuletyn URE nr 1 4 stycznia

24 pomiarowe zostaną odpowiednio zagregowane i zanonimizowane, możliwe będzie stosowanie mniej restrykcyjnych zasad wobec tych danych. W takim przypadku podstawowe znaczenie będą miały przepisy dotyczące przykładowo tajemnicy przedsiębiorcy. W art. 41 Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, uchylającej dyrektywę 2003/54/WE, państwa członkowskie zostały zobowiązane do zapewnienia, aby funkcje i zakres odpowiedzialności operatorów systemów przesyłowych, operatorów systemów dystrybucyjnych, przedsiębiorstw dostarczających energię elektryczną i odbiorców oraz, w razie konieczności, innych uczestników rynku, zostały określone w odniesieniu do umów, zobowiązań względem odbiorców, zasad wymiany danych i rozliczeń, własności danych i odpowiedzialności za dokonywanie pomiarów zużycia. Zgodnie z przytoczonym powyżej art. 41 dyrektywy 2009/72/WE oraz reżimem wynikającym z regulacji dotyczących ochrony danych osobowych, obligatoryjne jest również przeprowadzenie, z odpowiednim wyprzedzeniem, konsultacji z organem właściwym tj. Generalnym Inspektorem Ochrony Danych Osobowych (GIODO). Należy ponadto mieć na względzie obowiązki przewidziane dla administratorów danych osobowych w ustawie o ochronie danych osobowych m.in. w zakresie rejestracji zbiorów danych oraz zasad organizacyjno-technicznych przetwarzania (w tym w szczególności ich zabezpieczenia) Niezależny Operator Pomiarów (NOP) Komisja Europejska przeanalizowała rozwój konkurencyjnego rynku energii Unii Europejskiej. Wyniki tej analizy zostały zawarte w Komunikacie Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego z dnia 10 stycznia 2007 r., dotyczącego perspektywy rynku wewnętrznego energii elektrycznej i gazu (KOM(2006) 841 wersja ostateczna). Wskazano na szereg barier wpływających na rozwój unijnego rynku, m.in. utrudniony dostęp do rynku dla nowych podmiotów z powodu regulowanych cen energii elektrycznej, niewystarczające rozdzielenie działalności (szczególnie OSD), skutkujące brakiem gwarancji niezależności i równego dostępu stron trzecich do sieci oraz zbyt małe kompetencje regulatora rynku w kwestii rozwoju konkurencyjnego i niedyskryminującego rynku energii. W raporcie stwierdzono, że rozpowszechnienie inteligentnych systemów pomiarowych wpłynęłoby pozytywnie na zwiększenie konkurencji i osiągnięcie celów związanych z efektywnym wykorzystaniem energii i bezpieczeństwem dostaw. Z kolei Council of European Energy Regulators (CEER) oraz European Regulators Group for Electricity and Gas (ERGEG) przedstawiając swoje rekomendacje odnośnie inteligentnego sposobu pomiaru energii elektrycznej m.in. w raporcie ERGEG z dnia 31 października 2007 r. (zaktualizowany na dzień 19 października 2009 r. E09- RMF-17-03) wskazuje (patrz również rozdział 2.1.3), że gwarancję dostępu do danych pomiarowych osobom trzecim mógłby zapewnić niezależny podmiot świadczący usługi pomiarowe, albo stworzenie platformy wymiany danych dostępnych dla podmiotów trzecich, albo odpowiedni system IT. Idea NOP, jaka jest rozważana w dalszej części opracowania, skupia się na możliwości połączeniu tych trzech sposobów. Można rozpatrywać na przykład opcję centralnego, regulowanego NOP, który znacznie wzmocniłby konkurencyjność na rynku energii tam, gdzie rozdzielenie OSD od sprzedaży jest niewystarczające (np. z uwagi na konsolidację pionową sektora i potencjalny wpływ grup kapitałowych na działalność OSD w celu preferowania sprzedawcy z własnej grupy kapitałowej). Drugą z możliwych opcji jest powołanie wielu niezależnych operatorów pomiarów i w tym celu wydzielenie infrastruktury pomiarowej z OSD na rzecz wielu NOP. Pojawienie się wielu graczy na rynku znacznie wzmocniłoby jego konkurencyjność, co pokazuje rynek brytyjski, gdzie właśnie działa wielu operatorów pomiarów. Jednak wydzielenie wielu operatorów pomiaru, szczególnie w Polsce, niesie za sobą wiele problemów zarówno technicznych, jak i ekonomicznych. Działanie wielu operatorów pomiaru niesie ryzyko bankructwa, co miałoby bolesne skutki dla odbiorcy. Ponadto problematyczny byłby aspekt niezawodności i jakości dostaw energii do odbiorcy. W przypadku awarii konieczne byłoby stwierdzenie, czy awaria dotyczy sieci, czy licznika. Ponadto działanie wielu podmiotów w 24

25 zakresie NOP znacznie ograniczyłoby możliwość standaryzacji, szczególnie w zakresie wprowadzania nowych funkcji, a co za tym idzie szybkość i sprawność przepływu danych, która jest niezbędna np. przy realizacji programów DSR. Ponadto dla mniejszych firm koszty standaryzacji, szczególnie w zakresie systemów informatycznych, mogłyby być barierą trudną do pokonania. Umiejscowienie NOP powinno zatem prowadzić do wzmacniania rynku konkurencyjnego i ograniczać jego słabości (np. wspomniane powyżej niewystarczające rozdzielenie OSD od sprzedawcy). Jeden, centralny NOP wspierałby działania budujące konkurencyjny rynek energii elektrycznej, z uwagi na to, że dane pomiarowe, a szczególnie dane zagregowane, nie przynależałyby do grup energetycznych. Komisja Europejska zarekomendowała wzmocnienie kompetencji regulatora rynku, które mają związek pośredni, bądź bezpośredni z pozycją operatora pomiarów. Należą do nich: kwestie związane z dostępem podmiotów trzecich do sieci, bilansowanie rynku, zgodność z funkcjonalnym i księgowym rozdziałem działalności OSD, transgraniczny przepływ energii, ochrona konsumenta, dostęp do informacji. Z dotychczasowych analiz wynika, że działalność oparta na zarządzaniu danymi pomiarowymi jest deficytowa, aczkolwiek istotna dla funkcjonowania systemu i zapewnienia konkurencji na rynku. Ważne jest przede wszystkim, aby dane pomiarowe (po odpowiednim ich przygotowaniu) były dostępne w równy sposób dla wszystkich podmiotów spełniających określone kryteria. Wyróżnić można następujące grupy podmiotów, dla których dane pomiarowe mogą mieć istotne znaczenie: producenci energii: do planowania produkcji oraz sporządzania planów remontowych; OSD: do zarządzania siecią, wykrywania i zmniejszania strat, zarządzania jakością, fakturowania, realizacji procesu zmiany dostawcy przez konsumentów, prognozowania; sprzedawcy: do fakturowania, handlu, prognozowania (dokładniejsze prognozowanie powinno m.in. ograniczać koszty bilansowania), pozyskiwania klientów i zamówień 3 ; konsumentów: do modelowania zużycia energii, ułatwienia zmiany sprzedawcy, rozliczeń bonifikat; regulatora rynku: w kwestii zapewnienia wysokiej jakości usług na rynku, statystyki, ochrony konsumenta, ochrony konkurencji; OSP: do planowania przesyłu, do realizacji programów zarządzania popytem; innych podmiotów: w kwestii działań efektywnościowych i rozwoju technologii. Oprócz określenia grupy podmiotów uprawnionych do pozyskiwania i przetwarzania danych pomiarowych, należy również precyzyjnie ustalić zasady przygotowania (agregacji) tych danych w celu ich dalszego rozpowszechniania. Zalecanym rozwiązaniem byłoby skonsultowanie zasad agregacji danych pomiarowych z Generalnym Inspektorem Ochrony Danych Osobowych. Pozbawienie zagregowanych danych pomiarowych cech umożliwiających pośrednią choćby identyfikację osoby, której dane te dotyczą, pozwoli na stosunkowo swobodne przekazywanie danych pomiędzy wskazanymi powyżej podmiotami. W praktyce najprostszym sposobem może być w tym zakresie zestawienie danych z większej ilości liczników Standaryzacja urządzeń pomiarowych Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady Europy 2004/22/WE (MID-on measuring instruments directive) z dnia 31 marca 2004 r. w sprawie przyrządów pomiarowych odnosi się m.in. do kwestii urządzeń i systemów z funkcjami pomiarowymi. Państwa mogą nakazać stosowanie wyżej wymienionych urządzeń, jeżeli uznają to za zasadne. Ustawodawcom w poszczególnych 3 Ogłaszanie przetargów na dostawy energii elektrycznej jest coraz częstszą praktyką, dane pomiarowe mogą być bardzo pomocne zarówno do przygotowania specyfikacji przetargowej, czy zamówienia. Patrz zakupy_energii_elektryc.html 25

26 państwach członkowskich pozostawiono szeroki zakres decyzyjny w tej kwestii. W szczególności ww. dyrektywa umożliwia wprowadzenie na rynek i użytkowanie urządzeń zgodnych z prawem krajowym obowiązującym przed dniem 30 października 2006 r., aż do upływu ważności dopuszczeń tych urządzeń, a w przypadku bezterminowego dopuszczenia typu, maksymalnie do 30 października 2016 r. Zmiany w przepisach służą temu, by wszystkie nowo konstruowane i wprowadzane na rynek przyrządy pomiarowe były objęte systemem oceny zgodności wspólnym dla Unii Europejskiej. Kolejny przejaw fakultatywności wynika z art. 2 dyrektywy 2004/22/WE, zgodnie z którym państwa członkowskie, jeżeli uznają to za zasadne (ze względu na interes społeczny, zdrowie, bezpieczeństwo, ład, ochronę środowiska, ochronę konsumentów, nakładanie podatków i ceł oraz uczciwy handel), mogą nakazać stosowanie przyrządów pomiarowych, w tym liczników energii elektrycznej, do pomiarów. Państwa członkowskie, które nie wprowadzą takiego nakazu, informują o przyczynach Komisję oraz inne państwa członkowskie. Po dwuletnim okresie wprowadzania do prawodawstwa i wdrażania nowych przepisów w poszczególnych państwach, od 30 października 2006 r. dyrektywa MID działa w praktyce. Istotną rolę spełniają tu przepisy intertemporalne. Do 29 października 2016 r. trwa okres przejściowy, w którym obowiązują jednocześnie stare i nowe zasady wprowadzania i użytkowania przyrządów pomiarowych, stare wobec przyrządów pomiarowych posiadających ważną decyzję zatwierdzenia typu, i nowe wobec przyrządów pomiarowych poddanych ocenie zgodności od 30 października 2006 r. Przyrządy pomiarowe, już posiadające ważną decyzję zatwierdzenia typu, mogą być produkowane i poddawane legalizacji pierwotnej przez organy administracji miar, aż do wygaśnięcia terminu ważności tej decyzji (ale nie dłużej niż do 29 października 2016 r.). Nowe konstrukcje przyrządów pomiarowych, zgłaszane od 30 października 2006 r., objęte są oceną zgodności, a od 30 października 2016 r. przyrządy te podlegać będą wyłącznie ocenie zgodności, czyli dyrektywie MID. Po zakończeniu okresu przejściowego tylko urządzenia zgodne z MID będą mogły być sprzedawane i użytkowane na terenie Unii Europejskiej. MID należy do grupy dyrektyw nowego podejścia, wdrażających system oceny zgodności, zastępujący, w przypadku przyrządów pomiarowych, dotychczasowy system prawnej kontroli metrologicznej, w zakresie zatwierdzenia typu i legalizacji pierwotnej. Dyrektywa przenosi odpowiedzialność za zgodność wprowadzanych na rynek urządzeń ze stosownymi regulacjami na producenta i odpowiednie jednostki notyfikowane. Dotychczasowa metoda dokonywania legalizacji pierwotnej we właściwych dla każdego kraju urzędach certyfikujących została zastąpiona deklaracją zgodności z MID (na podstawie ustanowionych procedur, m.in. wewnętrznej kontroli produkcji oraz badaniu wyrobu przez jednostkę notyfikowaną). Regulacje określające wymagania techniczne dla urządzeń pomiarowych tworzone są przez poszczególne państwa członkowskie. W chwili obecnej najbardziej zaawansowane w tworzeniu obowiązkowych specyfikacji technicznych urządzeń dla systemu inteligentnego opomiarowania są Holandia oraz Norwegia. Rekomendowanymi informacjami dostępnymi dla konsumentów są: aktualne zużycie, aktualna cena za kwh, aktualna taryfa, całkowita konsumpcja w odniesieniu do stref czasowo-cenowych, dostęp do danych historycznych. Jeżeli chodzi o specyfikację techniczną urządzeń, sugestie są następujące: licznik podający pomiar w kwh, profil zużycia-dane o konsumpcji w określonym czasie, informacje o zakłóceniach, wewnętrzny zegar, dwukierunkowa transmisja danych, obsługa dostarczania energii do sieci przez odbiorcę (np. mikrogeneracja). W temacie standaryzacji urządzeń pomiarowych wskazać również należy inicjatywę Komisji Europejskiej z dnia 12 marca 2009 r., która upoważniła szereg organizacji standaryzacyjnych (CEN, CENELEC i ETSI) do prac w obszarze stworzenia otwartej architektury dla funkcjonalności inteligentnego opomiarowania. Powyższe organizacje powołały specjalną grupę koordynacyjną - Smart Meter Coordinating Group (SM-CG), która wytworzyła dokument określający podział obowiązków i terminy dalszych prac 4. 4 Zakres prac określony został w upoważnieniu 26

27 Transpozycja dyrektyw UE do prawa krajowego Adresatami dyrektyw Unii Europejskiej są państwa członkowskie. Dyrektywy wiążą wyłącznie co do rezultatu, państwo członkowskie ma swobodę wyboru formy i środków implementacji danej dyrektywy. W okresie transpozycji państwa są zobowiązane do dostosowania prawa krajowego do założeń i postanowień dyrektywy. Transpozycja następuje poprzez przyjęcie przez odpowiednie organy prawodawcze danego państwa odpowiedniego aktu prawnego, powszechnie obowiązującego (w polskim porządku prawnym rolę taką pełni ustawa). Poniższa tabela obejmuje dyrektywy UE w zakresie energetyki będące w okresie transpozycji, ze wskazaniem na akty prawa polskiego, które będą implementowały zapisy dyrektyw - wg stanu na dzień 16 marca 2010 r. (na podstawie e-step.pl Elektroniczny System Transpozycji Prawa Europejskiego). 27

28 Tabela 3 Transpozycja poszczególnych dyrektyw do prawa polskiego (źródło: Akt Status Termin transpozycji Wdrażające akty prawne Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu W trakcie 17 maja Projekt ustawy o efektywności Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia transpozycji 2008 r. art. energetycznej wraz z 2006 r. w sprawie efektywności 14 ust. 1, 2, rozporządzeniami końcowego wykorzystania energii i usług 4 - energetycznych oraz uchylająca dyrektywę Rady 93/76/EWG (Tekst mający znaczenie dla EOG) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Tekst mający znaczenie dla EOG) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE (1) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/125/WE z dnia 21 października 2009 r. ustanawiająca ogólne zasady ustalania wymogów dotyczących ekoprojektu dla produktów związanych z energią (1) Dyrektywa Komisji 2009/137/WE z dnia 10 listopada 2009 r. zmieniająca dyrektywę 2004/22/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie przyrządów pomiarowych w zakresie wykorzystania błędów granicznych dopuszczalnych, w odniesieniu do załączników MI-001 do MI-005 dotyczących przyrządów (1) W trakcie transpozycji W trakcie transpozycji W trakcie transpozycji W trakcie transpozycji 5 grudnia 2010 r. 30 marca 2011 r. 20 listopada 2010 r. 1 grudnia 2010 r. Ustawa o odnawialnych źródłach energii wraz z rozporządzeniami Zmiana ustawy - Prawo energetyczne/rozporządzenie zmieniające rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego/ Rozporządzenie zmieniające rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 7 maja 2008 r. w sprawie przetargu na budowę nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej lub na realizację przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną Brak informacji Rozporządzenie Ministra Gospodarki zmieniające rozporządzenie w sprawie zasadniczych wymagań dla przyrządów pomiarowych 28

29 Dla niżej wymienionych Dyrektyw zostały już dokonane transpozycje do prawa polskiego: 2004/22/WE (MID) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 grudnia 2006 r. w sprawie zasadniczych wymagań dla przyrządów pomiarowych, Ustawa z dnia 30 sierpnia 2002 r. o systemie oceny zgodności; 2003/96/WE: Rozporządzenia MF w sprawie zwolnień od podatku akcyzowego z dnia 24 lutego 2009 r. (Dz.U ), Ustawa - Podatek akcyzowy z dnia 6 grudnia 2008 r. (Dz.U , Ustawy o zwrocie podatku akcyzowego zawartego w cenie oleju napędowego wykorzystywanego do produkcji rolnej z dnia 10 marca 2006 r. (Dz.U ); 2005/98/WE: Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy - Prawo Energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz.U nr 21 poz. 104) Podsumowanie W aktach prawnych Unii Europejskiej zwrócono uwagę na potrzebę zastosowania inteligentnego opomiarowania w celu racjonalizacji konsumpcji energii elektrycznej. Zdaniem ustawodawcy unijnego, urządzenia systemu inteligentnego opomiarowania umożliwią lepsze zbilansowanie produkcji energii, pozytywnie wpłyną na rozwój konkurencyjnego rynku energii oraz przyczynią się do ochrony środowiska. Jednakże sposób i zakres wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania, czy specyfikacja techniczna urządzeń pozostaje w znacznej mierze w gestii państw członkowskich, które powinny brać pod uwagę wyniki rachunku ekonomicznego przy podejmowaniu decyzji o jego wprowadzeniu. Omawiane regulacje nie określają również struktury rynku opomiarowania energii elektrycznej. Dyrektywa 2009/72/WE definiuje kamienie milowe projektu wdrożenia inteligentnego opomiarowania - przeprowadzenie do dnia 3 września 2012 r. analizy ekonomicznej, która uwzględni koszty i korzyści dla rynku oraz konsumenta. Analiza powinna wskazać, jaki system będzie dla danego państwa optymalny oraz w jakim czasie będzie możliwy do wdrożenia przy założeniu, że wdrożenie powinno zakończyć się w ciągu 10 lat. W przypadku pozytywnej oceny analizy, co najmniej 80% konsumentów powinno zostać wyposażonych w inteligentne opomiarowanie do roku Analiza potencjalnych i planowanych zmian w zakresie prawa europejskiego W ramach Unii Europejskiej prowadzone są intensywne prace legislacyjne w obszarach związanych bezpośrednio oraz pośrednio z systemem inteligentnego opomiarowania. Na uwagę zasługuje ewentualna współpraca z EMOS (Energy Markets Observation System). Jest to europejska baza danych wspomagająca Komisarza ds. Energetyki w monitorowaniu i analizie rynku energii (w tym energii elektrycznej). Szczegółowa charakterystyka zakresu obowiązków EMOS 5 wskazuje, iż centralne repozytorium danych pomiarowych może być istotnym ogniwem informacji dla wypełniania obowiązków przez EMOS. W zakresie efektywności energetycznej zwrócić należy uwagę na bieżące dokumenty unijne, które sygnalizują kierunki dalszych zmian legislacyjnych. W komunikacie Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno- Społecznego i Komitetu Regionów 6 wskazano technologie informacyjno-komunikacyjne, jako sposób osiągnięcia założeń poprawy efektywności energetycznej. W dokumencie tym wskazano m.in., iż należy: 5 st16/st16268.en08.pdf 6 LexUriServ.do?uri=COM:2008:0241:FIN:PL:PDF 29

30 wspierać badania nowych rozwiązań opartych na ICT (Information and Communication Technology) oraz promować ich wdrażanie; ograniczać energochłonność gospodarki poprzez stosowanie bardziej inteligentnych komponentów, urządzeń i usług; zachęcać do zmian strukturalnych mających na celu wykorzystanie potencjału ICT do zapewnienia większej efektywności energetycznej w całej gospodarce. Powyższe cele wpisują się we wszelkie działania związane z implementacją systemu inteligentnego opomiarowania. Dokument ten wskazuje przykłady dobrych praktyk w powyższym zakresie oraz planowane przyszłe działania. Ponadto, stanowi on (w zamierzeniu autorów) początek dla procesów konsultacji, zbierania informacji i analizy, które posłużą za podstawę kolejnego komunikatu, opisującego główne dziedziny, w których należy podjąć działania. W następstwie powyższego komunikatu w 2009 r. powstał kolejny komunikat Komisji 7 w sprawie wykorzystania technologii informacyjno-komunikacyjnych (TIK) do ułatwienia przejścia na energooszczędną i niskoemisyjną gospodarkę. W komunikacie tym wskazano, iż: Technologie Informatyczno-Komunikacyjne (TIK) mogą zapewnić dane ilościowe, na podstawie których można opracować, wdrożyć i ocenić strategie efektywności energetycznej. Inteligentne systemy pomiarowe wykorzystują zdolność tych technologii do ilościowego określania zużycia energii oraz do dostarczania właściwych informacji konsumentom. Jeżeli konsumenci będą mieli możliwość uzyskania informacji o źródłach nieefektywności, będą mogli ograniczyć te niedociągnięcia lub zupełnie je usunąć. Próby związane z inteligentnymi licznikami przeprowadzane w UE świadczą o tym, że dostarczanie konsumentom informacji na temat ich rzeczywistego zużycia energii, może doprowadzić do zmniejszenia zużycia sięgającego 10 %. Bezpośrednim następstwem powyższych dokumentów jest stworzenie projektu raportu Parlamentu Europejskiego z dnia 12 lutego 2010 r. 8 Dokument ten zawiera bardzo istotne zalecenia dla organów unijnych, w szczególności: zaleca Komisji dobór odpowiedniego instrumentu prawnego w celu wprowadzenia wspólnych środków związanych z wykorzystaniem technologii informatyczno komunikacyjnych w celu poprawy efektywności elektroenergetycznej, z uwzględnieniem właściwego rozbicia ciężarów administracyjno-ekonomicznych; zaleca, by Komisja do końca 2010 r. stworzyła w oparciu o najlepsze praktyki poszczególnych państw członkowskich zestaw rekomendacji zapewniających implementację inteligentnych liczników w ustalonych terminach wraz z określeniem zestawu minimalnych funkcjonalności, tak by odbiorcy końcowi mogli lepiej zarządzać konsumpcją energii, a także przy uwzględnieniu konieczności wprowadzenia nowych usług związanych z energią, które zapewnią odpowiedni poziom innowacyjności, harmonizacji i interoperacyjności w ramach ogólnoeuropejskiego systemu inteligentnego opomiarowania sieci energetycznych; zaleca, konieczność zapewnienia porównywalności danych z różnych państw członkowskich, w tym odpowiednią standaryzację technologii informatyczno komunikacyjnych; standaryzacja powinna objąć oprócz danych odnoszących się do pomiarów, również dostęp do informacji kontraktowych, danych o konsumpcji, komunikację zdalnego wyłączenia; z centralnymi systemami operatorów po sieci elektrycznej, możliwość DOC+PDF+V0//EN&language=EN 30

31 wskazuje, że technologie informatyczno komunikacyjne mogą poprawić efektywność energetyczną jedynie w przypadku ciągłego monitorowania, mającego na celu optymalizację publicznego i indywidualnego zapotrzebowania na energię; zaleca, by zwiększyć aktywność w zakresie promocji i wdrażania systemu inteligentnego opomiarowania; wyraża zadowolenie z utworzenia specjalnej grupy w zakresie systemu inteligentnego opomiarowania w ramach Komisji i rekomenduje, by brała ona pod uwagę zdanie wszystkich podmiotów na rynku, ze szczególnym uwzględnieniem konsumentów oraz by regularnie raportowała o swojej aktywności; wzywa Komisję do stworzenia projektu na bazie ustaleń specjalnej grupy w ramach Komisji, obejmującego analizę przeszkód w szerokim wykorzystaniu systemu inteligentnego opomiarowania, procedury dla stworzenia zestawu minimalnych funkcjonalności dla systemu inteligentnego opomiarowania, stworzenie mapy drogowej dla wdrożenia takich systemów w państwach członkowskich oraz ustanowienia systemu promującego najlepsze praktyki w tym zakresie; uważa za niezbędne, by państwa członkowskie do końca 2010 r. opracowały specyfikację minimalnych funkcjonalności systemu inteligentnego opomiarowania, które zapewnią, że konsumenci otrzymają pełną informację o konsumpcji energii i umożliwią najbardziej efektywne zarządzanie zużyciem energii; wzywa Komisję do ustalenia wiążących terminów dla wszystkich sektorów i państw członkowskich; wzywa przewodniczącego Komisji do przekazania powyższej rezolucji do Rady Unii Europejskiej, Komisji, rządów i parlamentów poszczególnych państw członkowskich. Powyższy projekt oczekuje obecnie na pierwsze czytanie w Parlamencie Europejskim. Kolejne istotne działanie Unii Europejskiej dotyczy podsumowania skutków implementacji dyrektywy 2006/32/WE. W dokumencie roboczym Synthesis of the complete assessment of all 27 National Energy Efficiency Action Plans as required by Directive 2006/32/EC on energy enduse efficiency and energy services 9 przedstawiono sposoby osiągnięcia celów dyrektywy przez poszczególne państwa członkowskie w zakresie efektywności energetycznej. W zakresie kogeneracji wskazać należy Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego i Rady, gdzie zwrócono uwagę, że większe oszczędności energii w Europie mogą wynikać z wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem. Głównym celem niniejszego komunikatu jest przedstawienie sprawozdania na temat aktualnej sytuacji w zakresie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (kogeneracji, produkcji skojarzonej) oraz możliwości rozwoju w tym zakresie. Przedstawiono tu również kierunki działań, mających na celu przyspieszenie tego procesu w przyszłości oraz zwiększenie potencjału w zakresie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w Europie. Planowana jest również nowelizacja Dyrektywy 2002/91/WE dotyczącej charakterystyki energetycznej budynków. Proponowane zmiany mają dotyczyć certyfikatów efektywności energetycznej budynków już istniejących, które mają być przedstawiane osobie kupującej lub wynajmującej oraz dołączane do ogłoszeń kupna lub wynajmu nieruchomości. W kwestii budynków powstających po 31 grudnia 2020 r. proponowane zmiany określają wysoki udział budynków zero-emisyjnych, czyli zużywających max 15 kwh/m 2 rocznie. Nowością jest plan wprowadzenia nakazu kar za brak świadectwa (art. 22 Projektu). Państwa wspólnotowe mają być zobowiązane do podejmowania wszelkich działań w celu zapewnienia i egzekwowania prawidłowego funkcjonowania systemu certyfikacji energetycznej. 9 /en/09/st11/st11392.en09.pdf 31

32 Kolejnym istotnym zapisem Projektu jest zobowiązanie do przygotowania narzędzi wsparcia finansowego, w celu osiągnięcia poprawy efektywności energetycznej budynków. Termin przedstawienia nowych instrumentów finansowych został wyznaczony na połowę 2011 r. (źródło: Zmniejszenie energochłonności budynków będzie przyczyniać się znacznie do ograniczenia zużycia energii (w Polsce szczególnie energii cieplnej) i może mieć negatywny wpływ na wdrożenie inteligentnego opomiarowania. Mniejsze zużycie powoduje mniejszą motywację do wdrożenia inteligentnego opomiarowania, gdyż osiągnięte oszczędności będą mniejsze. Wpływ ograniczenia energochłonności budynków należy uwzględnić w kontekście opracowania modelu dla innych mediów (ciepło), jako potencjalne ryzyko projektowe, jednakże samo zjawisko jest wysoce pożyteczne i będzie miało wpływ na poprawę efektywności energetycznej. 2.3 Identyfikacja aktualnych uwarunkowań prawnych w Polsce Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku. Podstawowym dokumentem, który nadaje kierunek i wyznacza cele m.in. do definiowania warunków prawnych w Polsce jest Polityka Energetyczna Państwa, przyjęta uchwałą nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r. w sprawie Polityki Energetycznej Państwa do 2030 r. Załącznikiem do ww. uchwały jest dokument Polityka Energetyczna Państwa do 2030 r., zawierający w szczególności cele i planowane działania w zakresie energetyki. Do podstawowych celów polityki energetycznej należą: poprawa efektywności energetycznej kraju, wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii, dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej, rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii w tym biopaliw, rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii, ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko, wzrost konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej. Cytując: Przyjęte kierunki polityki energetycznej są w znacznym stopniu współzależne. Poprawa efektywności energetycznej ogranicza wzrost zapotrzebowania na paliwa i energię, przyczyniając się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego, na skutek zmniejszenia uzależnienia od importu, a także działa na rzecz ograniczenia wpływu energetyki na środowisko poprzez redukcję emisji. Podobne efekty przynosi rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym zastosowanie biopaliw, wykorzystanie czystych technologii węglowych oraz wprowadzenie energetyki jądrowej. Realizując działania zgodnie z tymi kierunkami, polityka energetyczna będzie dążyła do wzrostu bezpieczeństwa energetycznego kraju przy zachowaniu zasady zrównoważonego rozwoju. Polityka energetyczna wpisuje się w priorytety Strategii rozwoju kraju przyjętej przez Radę Ministrów w dniu 29 listopada 2006 r. W szczególności cele i działania określone w niniejszym dokumencie przyczynią się do realizacji priorytetu dotyczącego poprawy stanu infrastruktury technicznej. Cele Polityki energetycznej są także zbieżne z celami Odnowionej Strategii Lizbońskiej i Odnowionej Strategii Zrównoważonego Rozwoju UE. Polityka energetyczna będzie zmierzać do realizacji zobowiązania, wyrażonego w powyższych strategiach UE, o przekształceniu Europy w gospodarkę o niskiej emisji dwutlenku węgla oraz pewnym, zrównoważonym i konkurencyjnym zaopatrzeniu w energię. Należy zwrócić uwagę na poniżej przedstawione istotne cele Polityki Energetycznej, które mogą być wspierane przez wdrożenie nowego modelu rynku opomiarowania: zmniejszenie wskaźnika strat sieciowych w przesyle i dystrybucji, wzrost efektywności końcowego wykorzystania energii, 32

33 zwiększenie stosunku rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną do maksymalnego zapotrzebowania na moc w szczycie obciążenia, co pozwala zmniejszyć całkowite koszty zaspokojenia popytu na energię elektryczną, oraz powiązane z nimi działania (wybrane): ustalanie narodowego celu wzrostu efektywności energetycznej, stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, z uwzględnieniem kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW, oraz odpowiednią politykę gmin, zobowiązanie sektora publicznego do pełnienia wzorcowej roli w oszczędnym gospodarowaniu energią, wsparcie inwestycji w zakresie oszczędności energii przy zastosowaniu kredytów preferencyjnych oraz dotacji ze środków krajowych i europejskich, w tym w ramach ustawy o wspieraniu termomodernizacji i remontów, Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko, regionalnych programów operacyjnych, środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, zastosowanie technik zarządzania popytem (Demand Side Managment), stymulowane poprzez m.in. 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 dwustronnej komunikacji z licznikami elektronicznymi, zdalnej kampanie informacyjne i edukacyjne promujące racjonalne wykorzystanie energii. Ponadto, realizowany będzie cel indykatywny wynikający z dyrektywy 2006/32/WE2, tj. osiągnięcie do 2016 r. oszczędności energii o 9% w stosunku do średniego zużycia energii finalnej z lat (tj. o GWh), określony w ramach Krajowego Planu Działań dotyczącego efektywności energetycznej, przyjętego przez Komitet Europejski Rady Ministrów w dniu 31 lipca 2007 r. Szczególną perspektywę Polityki Energetycznej stanowi dla systemu inteligentnego opomiarowania zagadnienie wzrostu bezpieczeństwa dostaw paliw i energii. Przez bezpieczeństwo dostaw paliw i energii rozumie się zapewnienie stabilnych dostaw paliw i energii na poziomie gwarantującym zaspokojenie potrzeb krajowych i po akceptowanych przez gospodarkę i społeczeństwo cenach, przy założeniu optymalnego wykorzystania krajowych zasobów surowców energetycznych oraz poprzez dywersyfikację źródeł i kierunków dostaw ropy naftowej, paliw ciekłych i gazowych. System inteligentnego opomiarowania silnie wspiera mechanizm informowania o poziomie aktualnych cen energii oraz pozwala mierzyć poziom akceptacji cen (poprzez monitorowania zachowań odbiorców). Umożliwia również wprowadzenie mechanizmów uzyskiwania tej akceptacji, poprzez dopuszczenie na rynek produktów stymulujących aktywne zachowania odbiorców (np. taryfy czasu rzeczywistego). Ma to szczególne znaczenie, jeżeli rynek opomiarowania obejmie również takie media jak gaz, ciepło/zimno, ciepła woda). Ponadto analizując dalej cele Polityki Energetycznej w zakresie wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej oraz ciepła pod kątem opomiarowania, należy zwrócić uwagę na następujące szczegółowe cele w tym obszarze (wybrane): budowa nowych mocy, w celu zrównoważenia krajowego popytu na energię elektryczną i utrzymania nadwyżki dostępnej operacyjnie w szczycie mocy osiągalnej krajowych konwencjonalnych i jądrowych źródeł wytwórczych na poziomie minimum 15% maksymalnego krajowego zapotrzebowania na moc elektryczną, modernizacja i rozbudowa sieci dystrybucyjnych, pozwalająca na poprawę niezawodności zasilania oraz rozwój energetyki rozproszonej wykorzystującej lokalne źródła energii, 33

34 modernizacja sieci przesyłowych i sieci dystrybucyjnych, pozwalająca obniżyć do 2030 roku czas awaryjnych przerw w dostawach do 50% czasu trwania przerw w roku 2005, dążenie do zastąpienia do roku 2030 ciepłowni zasilających scentralizowane systemy ciepłownicze polskich miast źródłami kogeneracyjnymi. Dla realizacji celów w zakresie wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej oraz ciepła zostaną podjęte działania obejmujące (wybrane): nałożenie na operatorów systemu przesyłowego oraz systemów dystrybucyjnych obowiązku wskazywania w opracowywanych planach rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej preferowanych lokalizacji nowych mocy wytwórczych oraz kosztów ich przyłączenia; plany te będą opracowywane i publikowane co trzy lata, wprowadzenie przez operatora systemu przesyłowego wieloletnich kontraktów na regulacyjne usługi systemowe, w zakresie rezerwy interwencyjnej i odbudowy zasilania krajowego systemu elektroenergetycznego, ogłoszenie przez operatora systemu przesyłowego przetargów na moce interwencyjne niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, odtworzenie i wzmocnienie istniejących oraz budowa nowych linii elektroenergetycznych, w szczególności umożliwiających wymianę transgraniczną energii z krajami sąsiednimi, ustalenie metodologii wyznaczania wysokości kosztów inwestycji w infrastrukturę sieciową, które mogą być przeniesione w taryfach przesyłowych i dystrybucyjnych na odbiorców energii elektrycznej, jako element kosztu uzasadnionego, wprowadzenie zmian do Prawa Energetycznego w zakresie zdefiniowania odpowiedzialności organów samorządowych za przygotowanie lokalnych założeń do planów i planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, wprowadzenie elementu jakościowego do taryf przesyłowych i dystrybucyjnych przysługującego operatorom systemu przesyłowego oraz systemów dystrybucyjnych za obniżenie wskaźników awaryjności i utrzymywanie ich na poziomach określonych przez Prezesa URE dla danego typu sieci, zmiana mechanizmów regulacji, poprzez wprowadzenie metod kształtowania cen ciepła z zastosowaniem cen referencyjnych oraz bodźców do optymalizacji kosztów zaopatrzenia w ciepło, preferowanie skojarzonego wytwarzania energii, jako technologii zalecanej przy budowie nowych mocy wytwórczych. Ponadto, jako istotny element poprawy bezpieczeństwa energetycznego wskazany jest rozwój energetyki rozproszonej, wykorzystującej lokalne źródła energii, jak metan czy OZE. Rozwój tego typu energetyki pozwala również na ograniczenie inwestycji sieciowych, w szczególności w system przesyłowy. Wspomniany jest system zachęt dla energetyki rozproszonej w postaci systemów wsparcia dla OZE i kogeneracji, który będzie skutkował znacznymi inwestycjami w energetykę rozproszoną, co zdaniem autorów opracowania przeniesie ciężar bilansowania sieci do znacznie mniejszych obszarów, takich jak obszar działania stacji SN/nN, czy nawet poszczególnego złącza kablowego. Spowoduje to konieczność objęcia takich obszarów monitoringiem, w postaci precyzyjnych danych o zapotrzebowaniu i wytwarzaniu zbieranych przy wykorzystaniu inteligentnego opomiarowania. Ponadto, Polityka Energetyczna promuje wykorzystanie OZE, co pozwoli na dywersyfikację źródeł dostaw oraz stworzenie warunków do rozwoju energetyki rozproszonej opartej na lokalnie dostępnych surowcach. Energetyka odnawialna to zwykle niewielkie jednostki wytwórcze zlokalizowane blisko odbiorcy, co pozwala na podniesienie lokalnego bezpieczeństwa energetycznego oraz zmniejszenie strat przesyłowych. Wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych cechuje się niewielką lub zerową emisją zanieczyszczeń, co zapewnia pozytywne efekty ekologiczne. Rozwój energetyki odnawialnej przyczynia się również do rozwoju słabiej rozwiniętych regionów, bogatych w zasoby energii odnawialnej. Wspierane będzie zrównoważone wykorzystanie poszczególnych rodzajów energii ze źródeł odnawialnych. W zakresie wykorzystania biomasy szczególnie preferowane będą rozwiązania najbardziej 34

35 efektywne energetycznie, m.in. z zastosowaniem różnych technik jej zgazowania i przetwarzania na paliwa ciekłe, w szczególności biopaliwa II generacji. Niezwykle istotne będzie wykorzystanie biogazu pochodzącego z wysypisk śmieci, oczyszczalni ścieków i innych odpadów. Docelowo zakłada się wykorzystanie biomasy przez generację rozproszoną. W zakresie energetyki wiatrowej przewiduje się jej rozwój zarówno na lądzie jak i na morzu. Istotny również będzie wzrost wykorzystania energetyki wodnej, zarówno w małej skali jak i większych instalacji, które nie oddziaływają w znaczący sposób na środowisko. Wzrost wykorzystania energii geotermalnej planowany jest poprzez użycie pomp ciepła i bezpośrednie wykorzystanie wód termalnych. W znacznie większym niż dotychczas stopniu zakłada się wykorzystanie energii promieniowania słonecznego, za pośrednictwem kolektorów słonecznych oraz innowacyjnych technologii fotowoltaicznych. Wobec oczekiwanego dynamicznego rozwoju OZE istotnym staje się stosowanie rozwiązań, w szczególności przy wykorzystaniu innowacyjnych technologii, które zapewnią stabilność pracy systemu elektroenergetycznego oraz umożliwią rozliczanie produkcji pochodzącej z tych źródeł. Wybrane szczegółowe cele w zakresie wykorzystania OZE to: zwiększenie stopnia dywersyfikacji źródeł dostaw oraz stworzenie optymalnych warunków do rozwoju energetyki rozproszonej opartej na lokalnie dostępnych surowcach, wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w finalnym zużyciu energii co najmniej do poziomu 15% w 2020 r. oraz dalszy wzrost tego wskaźnika w latach następnych. Interesujące z punktu widzenia infrastruktury dla inteligentnego opomiarowania są działania wskazane przez Ministerstwo Gospodarki: wprowadzenie dodatkowych instrumentów wsparcia zachęcających do szerszego wytwarzania ciepła i chłodu z odnawialnych źródeł energii, wdrożenie kierunków budowy biogazowni rolniczych, przy założeniu powstania do roku 2020 r. średnio jednej biogazowni w każdej gminie, utrzymanie zasady zwolnienia z akcyzy energii pochodzącej z OZE, bezpośrednie wsparcie budowy nowych jednostek OZE i sieci elektroenergetycznych, umożliwiających ich przyłączenie z wykorzystaniem funduszy europejskich oraz środków funduszy ochrony środowiska, w tym środków pochodzących z opłaty zastępczej i z kar. Istotnym celem z punktu widzenia opomiarowania jest rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii. Polityka Energetyczna wskazuje, że pomimo wprowadzonych wielu zmian, rynek (energii elektrycznej) nie działa w pełni prawidłowo. Istniejące platformy obrotu, tj. giełda energii i platformy internetowe, mają bardzo mały obrót. Niewielu odbiorców zdecydowało się na zmianę sprzedawcy energii elektrycznej ze względu na istniejące bariery, głównie ekonomiczne, techniczne i organizacyjne. Szczegółowe cele w tym obszarze to (wybrane): zwiększenie dywersyfikacji źródeł i kierunków dostaw gazu ziemnego, ropy naftowej i paliw płynnych oraz dostawców, dróg przesyłu oraz metod transportu, w tym również poprzez wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, zniesienie barier przy zmianie sprzedawcy energii elektrycznej i gazu, rozwój mechanizmów konkurencji, jako głównego środka do racjonalizacji cen energii, regulacja rynków paliw i energii w obszarach noszących cechy monopolu naturalnego, w sposób zapewniający równoważenie interesów wszystkich uczestników tych rynków, ograniczanie regulacji tam, gdzie funkcjonuje i rozwija się rynek konkurencyjny, wdrożenie efektywnego mechanizmu bilansowania energii elektrycznej wspierającego bezpieczeństwo dostaw energii, handel na rynkach terminowych i rynkach dnia bieżącego, oraz identyfikację i alokację indywidualnych kosztów dostaw energii, stworzenie płynnego rynku spot i rynku kontraktów terminowych energii elektrycznej, wprowadzenie rynkowych metod kształtowania cen ciepła. Działania w obszarze rozwoju konkurencyjnych rynków to (wybrane): wdrożenie nowego modelu rynku energii elektrycznej, polegającego m.in. na wprowadzeniu rynku dnia bieżącego, rynków: rezerw mocy, praw przesyłowych oraz zdolności 35

36 wytwórczych, jak również mechanizmu zarządzania usługami systemowymi i generacją wymuszoną systemu, ułatwienie zmiany sprzedawcy energii, m.in. poprzez wprowadzenie ogólnopolskich standardów dotyczących cech technicznych, instalowania i odczytu elektronicznych liczników energii elektrycznej, stworzenie warunków umożliwiających kreowanie cen referencyjnych energii elektrycznej na rynku, ochrona najgorzej sytuowanych odbiorców energii elektrycznej przed skutkami wzrostu cen. Oprócz powyższych działań planowane jest wzmocnienie pozycji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, w związku z koniecznością wdrożenia wytycznych nowych dyrektyw rynkowych oraz w dostosowaniu do skonsolidowanej struktury sektora energetycznego, w szczególności poprzez stworzenie możliwości kształtowania pożądanej struktury infrastruktury rynkowej. Uwarunkowania prawne muszą uwzględniać również, rozpatrywane pod kątem ograniczenia oddziaływania energetyki na środowisko, a w szczególności ograniczenie emisji CO 2 do 2020 r. przy zachowaniu wysokiego poziomu bezpieczeństwa energetycznego. Polityka Energetyczna wskazuje również narzędzia niezbędne do jej realizacji, i tak do głównych narzędzi realizacji polityki energetycznej należy zaliczyć: regulacje prawne określające zasady działania sektora paliwowo-energetycznego oraz ustanawiające standardy techniczne, efektywne wykorzystanie przez Skarb Państwa, w ramach posiadanych kompetencji, nadzoru właścicielskiego do realizacji celów polityki energetycznej, bieżące działania regulacyjne Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, polegające na weryfikacji i zatwierdzaniu wysokości taryf oraz zastosowanie analizy typu benchmarking w zakresie energetycznych rynków regulowanych, systemowe mechanizmy wsparcia realizacji działań zmierzających do osiągnięcia podstawowych celów polityki energetycznej, które w chwili obecnej nie są komercyjnie opłacalne (np. rynek certyfikatów, ulgi i zwolnienia podatkowe), bieżące monitorowanie sytuacji na rynkach paliw i energii przez Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów i Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz podejmowanie działań interwencyjnych zgodnie z posiadanymi kompetencjami, działania na forum Unii Europejskiej, w szczególności prowadzące do tworzenia polityki energetycznej UE oraz wspólnotowych wymogów w zakresie ochrony środowiska, aby uwzględniały one uwarunkowania polskiej energetyki i prowadziły do wzrostu bezpieczeństwa energetycznego Polski, aktywne członkostwo Polski w organizacjach międzynarodowych, takich jak Międzynarodowa Agencja Energetyczna, ustawowe działania jednostek samorządu terytorialnego, uwzględniające priorytety polityki energetycznej państwa, w tym poprzez zastosowanie partnerstwa publiczno prywatnego (PPP), zhierarchizowane planowanie przestrzenne, zapewniające realizację priorytetów polityki energetycznej, planów zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe gmin oraz planów rozwoju przedsiębiorstw energetycznych, działania informacyjne, prowadzone poprzez organy rządowe i współpracujące instytucje badawczo-rozwojowe, wsparcie ze środków publicznych, w tym funduszy europejskich, realizacji istotnych dla kraju projektów w zakresie energetyki (np. projekty inwestycyjne, prace badawczorozwojowe). Ponadto Polityka Energetyczna zakłada, w ramach jej realizacji, dogłębną reformę prawa energetycznego i stworzenie pakietu nowych regulacji prawnych. Zakłada ona również, że działania określone w Polityce Energetycznej będą realizowane przez komercyjne firmy energetyczne. Wobec powyższego, interwencjonizm państwa w funkcjonowanie sektora musi mieć ograniczony charakter i jasno określony cel: zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju 36

37 oraz wypełnienie międzynarodowych zobowiązań Polski, szczególnie w zakresie ochrony środowiska oraz bezpieczeństwa jądrowego. Tylko w takim zakresie i w zgodzie z prawem UE stosowana będzie interwencja państwa w sektorze energetycznym Przyłączenie do sieci Kwestie związane z przyłączeniem do sieci regulowane są ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo Energetyczne. Zgodnie z art. 7 omawianej ustawy, przyłączenie odbywa się na podstawie umowy o przyłączenie, która powinna zawierać między innymi termin realizacji przyłączenia oraz wysokość opłaty za przyłączenie. W kwestii opomiarowania istotny jest zapis, że umowa musi zawierać wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego oraz jego parametry. Obowiązkiem podmiotu przyłączanego jest umożliwienie przedsiębiorstwu energetycznemu, w obrębie swojej nieruchomości, budowy i rozbudowy sieci, w zakresie niezbędnym do realizacji przyłączenia, oraz udostępnienia pomieszczenia lub miejsca na zainstalowanie układów pomiarowych, na warunkach określonych w umowie o świadczenie usługi przyłączenia do sieci. Warunkiem koniecznym do zawarcia umowy jest uzyskanie warunków przyłączenia od przedsiębiorstwa energetycznego. Art. 6 zapewnia możliwość kontroli licznika przez OSD, a art. 6a definiuje możliwość instalacji przedpłatowego układu pomiarowo rozliczeniowego. Szczegółowe warunki przyłączenia są określone w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Rozporządzenie to stanowi, że podstawowymi dokumentami określającymi sposób opomiarowania energii elektrycznej są wydawane przez przedsiębiorstwo energetyczne warunki przyłączenia i umowa o przyłączenie Dostarczanie i pomiar energii elektrycznej Aby możliwe było dostarczanie energii elektrycznej do odbiorców, zainteresowane strony muszą zawrzeć, zgodnie z art. 5 ust. 1 Prawa energetycznego, umowę sprzedaży oraz umowę o świadczeniu usług przesyłania lub dystrybucji energii, albo umowę kompleksową (zawierającą postanowienia umowy sprzedaży i umowy o świadczeniu usług przesyłania lub dystrybucji energii). Tylko niektóre postanowienia umów sprzedaży, umów o świadczenie usług przesyłowych i dystrybucyjnych oraz umów kompleksowych są określone w Prawie Energetycznym. Ilość energii elektrycznej dostarczonej w okresie rozliczeniowym określana jest za pomocą układu pomiarowego. Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, za układ pomiarowo-rozliczeniowy uważa się liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub pomiaroworozliczeniowe, w szczególności: liczniki energii czynnej, liczniki energii biernej oraz przekładniki prądowe i napięciowe, a także układy połączeń między nimi, służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów energii elektrycznej i rozliczeń za tę energię. W omawianym rozporządzeniu zawarto również definicję systemu pomiarowo-rozliczeniowego, która stanowi, że jest to teleinformatyczny system pozyskiwania, przetwarzania i udostępniania danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych. Zgodnie z artykułem 6 Prawa Energetycznego, układy pomiarowe podlegają kontroli, do której upoważnieni są przedstawiciele przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii. Osoby te sprawują również pieczę nad dotrzymywaniem zawartych umów oraz prawidłowością rozliczeń, przysługuje im prawo do: wstępu na teren nieruchomości lub do pomieszczeń, gdzie jest przeprowadzana kontrola, o ile odrębne przepisy nie stanowią inaczej; przeprowadzania, w ramach kontroli, niezbędnych przeglądów urządzeń będących własnością przedsiębiorstwa energetycznego, a także prac związanych z ich eksploatacją lub naprawą oraz dokonywania badań i pomiarów; 37

38 zbierania i zabezpieczania dowodów naruszania przez odbiorcę warunków używania układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz warunków umowy zawartej z przedsiębiorstwem energetycznym. Przedsiębiorstwo energetyczne może wstrzymać dostawy energii, jeżeli przeprowadzona kontrola wykazała, że: instalacja znajdująca się u odbiorcy stwarza bezpośrednie zagrożenie dla życia, zdrowia albo środowiska; nastąpił nielegalny pobór paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła. Powodem wstrzymania dostarczania energii elektrycznej przez przedsiębiorstwo energetyczne może być również zwłoka odbiorcy w zapłacie za pobraną energię elektryczną albo świadczone usługi co najmniej miesiąc po upływie terminu płatności, pomimo uprzedniego powiadomienia na piśmie o zamiarze wypowiedzenia umowy i wyznaczenia dodatkowego, dwutygodniowego terminu do zapłaty zaległych i bieżących należności. Przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane do bezzwłocznego wznowienia dostarczania energii elektrycznej wstrzymanego z powodów, o których mowa powyżej, jeżeli ustaną przyczyny uzasadniające wstrzymanie ich dostarczania. Rozpatrując powyższe kwestie można przedstawić listę zagadnień, w ramach których urządzenia pomiarowe i pomiary odgrywają podstawową rolę. Są to: prawidłowe ustalenie ilości odebranej/dostarczonej energii, prowadzenie rozliczeń, ustalenie nielegalnego poboru energii, wstrzymania dostaw w przypadku zagrożenia dla życia, zdrowia lub środowiska, wstrzymania dostaw w przypadku nielegalnego poboru energii, wstrzymanie dostaw w przypadku braku zapłaty Własność urządzeń pomiarowych Zgodnie z 13 ust. 4 wspominanego już we wcześniejszych punktach Rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej instaluje, na własny koszt, układ pomiarowo-rozliczeniowy w miejscu przygotowanym przez odbiorcę oraz system pomiarowo-rozliczeniowy, w przypadku podmiotów zaliczonych do grup przyłączeniowych IV-VI, zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv, z wyłączeniem wytwórców. W związku z powyższym zapisem przedsiębiorstwa energetyczne świadczące usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej ponoszą koszty instalacji układów i systemów pomiarowych tylko w stosunku do podmiotów określonych wprost w przepisach, natomiast w pozostałych przypadkach koszty ponoszą pozostałe podmioty (tj. odbiorcy, wytwórcy). Niektórzy OSD decydują się na odstępstwa od tej praktyki instalując układy pomiarowo-rozliczeniowe na swój koszt (np. Vattenfall Distribution Poland S.A.). Na polskim rynku mamy do czynienia z dualnym systemem własności urządzeń pomiarowych należy ono albo do przedsiębiorstwa energetycznego albo do odbiorcy/wytwórcy. O prawie do układów i systemów pomiarowych decydują umowy zawierane przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne z odbiorcami i wytwórcami, a także ponoszone wydatki na zakup urządzeń i ich instalację. Właścicielem danych pomiarowych w świetle obowiązujących przepisów jest OSD. W przypadku poszerzania zakresu danych przetwarzanych w liczniku, należy jednak uwzględnić rozdzielenie kwestii własności urządzenia i danych w nim przetwarzanych. W szczególności należy uwzględnić wynikające z przepisów uprawnienia osoby, której dane są przetwarzane w liczniku (odbiorcy końcowego). 38

39 2.3.5 Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy - Prawo Energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz.U nr 21 poz. 104) W dniu 11 marca 2010 r. weszły w życie nowe przepisy w ustawie Prawo Energetyczne. Ustawa o zmianie ustawy Prawo Energetyczne oraz o zmianie innych ustaw implementuje dyrektywę 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r. dotyczącą działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i inwestycji infrastrukturalnych (Dz. Urz. WE L 33 z , str. 22). Zawiera ona również zmiany służące wdrożeniu zmian rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1228/2003/WE z dnia 26 czerwca 2003 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej (Dz. Urz. WE L 176 z , str. 1, z późn. zm.), wprowadzonej decyzją Komisji z 9 listopada 2006 r. (Dz. Urz. WE L 312 z ). Podstawowe zmiany wynikające z powyższej nowelizacji dotyczą: umożliwienia operatorom systemów elektroenergetycznych podejmowania skutecznych i efektywnych działań w sytuacji wystąpienia niedoborów mocy energii elektrycznej w systemie, wprowadzenia podziału kompetencji i nałożenie odpowiedzialności za zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej na wszystkich istotnych użytkowników systemu elektroenergetycznego oraz organy administracji publicznej, zagwarantowania wyznaczenia operatora systemu dla wszystkich sieci i instalacji gazowych i elektroenergetycznych oraz zapewnienie im niezależności funkcjonowania, usprawnienia procedury zmiany sprzedawcy paliw gazowych lub energii, usprawnienia w zakresie przyłączania farm wiatrowych, podłączania biogazowi, uwalniania zapasów paliw, wprowadzenia obowiązku sprzedaży określonej części wytworzonej energii elektrycznej w drodze ograniczonego przetargu lub na giełdach towarowych, określenia terminów opracowania i aktualizacji przez gminy projektów założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, paliwa gazowe i energię elektryczną; wprowadzono również opiniowanie przez gminy planów rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zaopatrzenia w paliwa gazowe i energię sporządzanych przez przedsiębiorstwa energetyczne oraz obowiązek ich uwzględniania przy realizacji zadań gminy w zakresie zaopatrzenia w ciepło, paliwa gazowe i energię elektryczną. Szczególną ważną rolę dla rozwoju konkurencyjnego rynku jest wprowadzenie obowiązku sprzedaży określonej części energii (zgodnie z art. 49a. 1. nie mniej niż 15% energii elektrycznej) wytworzonej w danym roku w drodze ograniczonego przetargu lub na giełdach towarowych. Do tej pory handel energią elektryczną na Towarowej Giełdzie Energii S.A., z uwagi na bardzo niski wolumen obrotów, miał niewielkie znaczenie. Wprowadzone zmiany mogą w pewnym zakresie osłabić pozycję grup kapitałowych i umożliwić sprzedawcom spoza grup kapitałowych dostęp do zakupów na równoprawnych zasadach. Wzrost obrotu na giełdzie towarowej może przyczynić się również do budowania nowych produktów (np. cen CPP) przez sprzedawców, w zależności od warunków zakupów oferowanych na giełdzie. Powinno to doprowadzić do transparentności ceny energii na rynku w przeciwieństwie do dzisiejszych warunków, gdzie prawie cały wolumen energii jest sprzedawany w kontraktach bilateralnych a cena nie jest ujawniana Prawo akcyzowe Z dniem 1 marca 2009 r. weszła w życie nowelizacja ustawy o podatku akcyzowym z dnia 6 grudnia 2008 r. (Dz.U z późn. zm.), nakładająca nowe zasady w naliczaniu akcyzy od energii elektrycznej. Poprzednia ustawa w art. 6 ust. 5 zobowiązywała do płacenia podatku akcyzowego wytwórców energii elektrycznej, natomiast zwolnieni z obowiązku jej płacenia byli wytwórcy energii ze źródeł odnawialnych. 39

40 Zmiany w polskim ustawodawstwie podyktowane były postanowieniami dyrektywy Rady Unii Europejskiej (2003/96/WE) z dnia 27 października 2003 r. w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej oraz dyrektywy Rady 2004/74/WE zmieniającej dyrektywę 2003/96/WE w zakresie możliwości stosowania przez określone państwa członkowskie czasowych zwolnień lub obniżek poziomu opodatkowania na produkty energetyczne i energię elektryczną. Polska zobowiązała się do wprowadzenia stosownych zmian do 1 stycznia 2006 r. niestety zmiany te wprowadzono z dużym opóźnieniem Definicje w ustawie o podatku akcyzowym Definicja wyrobów akcyzowych uległa zmianie. Zgodnie z nową ustawą wyroby akcyzowe oznaczają wyroby energetyczne, energię elektryczną, napoje alkoholowe oraz wyroby tytoniowe, określone w załączniku nr 1 do ustawy. Wprowadzono następującą definicję odbiorcy końcowego: odbiorcą końcowym jest podmiot nabywający energię elektryczną, nieposiadający koncesji na wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucję lub obrót tą energią w rozumieniu przepisów ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo Energetyczne, z wyłączeniem spółki prowadzącej giełdę towarową w rozumieniu ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych, nabywającej energię elektryczną z tytułu pełnienia funkcji opisanej w art. 5 ust. 3a ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych Nowe przepisy w ustawie o podatku akcyzowym Wprowadzono nowe przepisy w zakresie obrotu energią elektryczną. Zgodnie z obecną ustawą, akcyzą objęci będą sprzedawcy energii. W artykule 9 omawianej ustawy określono przedmiot opodatkowania akcyzą w przypadku energii elektrycznej. W rozdziale 2 omawianej ustawy określono kwestie podatnika akcyzy. Zgodnie z art. 13 podatnikiem akcyzy jest osoba fizyczna, osoba prawna oraz jednostka organizacyjna niemająca osobowości prawnej, która dokonuje czynności podlegających opodatkowaniu akcyzą lub wobec której zaistniał stan faktyczny podlegający opodatkowaniu akcyzą. Kwestie związane z deklaracją podatkową oraz terminem płatności akcyzy ustalono w rozdziale 4 ustawy o podatku akcyzowym. Art. 24, w przypadku energii elektrycznej, nakłada na podatnika obowiązek (bez wezwania organu podatkowego) składania właściwemu naczelnikowi urzędu celnego deklaracji podatkowych według ustalonego wzoru, a także obliczania i wpłacania akcyzy na rachunek właściwej izby celnej, w terminie do 25 dnia miesiąca następującego po miesiącu, w którym: upłynął termin płatności wynikający z faktury, a jeżeli termin ten nie został określony - po miesiącu, w którym wystawiono fakturę - w przypadku nabycia wewnątrz wspólnotowego energii elektrycznej przez nabywcę końcowego; upłynął termin płatności określony w umowie właściwej dla rozliczeń z tytułu dostaw energii elektrycznej albo, jeżeli termin ten nie został określony w umowie - upłynął termin płatności wynikający z faktury, a jeżeli termin płatności nie został określony w umowie ani w fakturze - po miesiącu, w którym wystawiono fakturę - w przypadku sprzedaży energii elektrycznej nabywcy końcowemu na terytorium kraju; nastąpiło zużycie energii elektrycznej - przez podmiot nieposiadający koncesji na przesyłanie, dystrybucję lub obrót tą energią, który wyprodukował tę energię, lub nastąpiło zużycie energii elektrycznej, przez podmiot posiadający koncesję na przesyłanie, dystrybucję lub obrót tą energią, albo nastąpiło zużycie energii elektrycznej przez nabywcę końcowego, jeżeli nie została od niej zapłacona akcyza w należnej wysokości i nie można ustalić podmiotu, który dokonał sprzedaży tej energii elektrycznej nabywcy końcowemu. 40

41 W art. 30 omawianej ustawy określono, że energia elektryczna wytwarzana z odnawialnych źródeł energii podlega zwolnieniu z akcyzy, na podstawie dokumentu potwierdzającego umorzenie świadectwa pochodzenia energii, w rozumieniu przepisów Prawa Energetycznego. Ponadto, zwolnieniu od akcyzy podlega: zużycie energii elektrycznej w procesie produkcji energii elektrycznej i podtrzymaniu tych procesów produkcyjnych, zużycie energii elektrycznej w procesie produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu w elektrociepłowniach. Przepis w art. 91 omawianej ustawy o podatku akcyzowym stanowi, że podatnik dokonujący sprzedaży energii elektrycznej nabywcy końcowemu, zużywający energię elektryczną w sytuacji, kiedy zużycie, o którym mowa podlega opodatkowaniu, zobowiązany jest do prowadzenia ilościowej ewidencji energii elektrycznej na podstawie wskazań urządzeń pomiaroworozliczeniowych u nabywcy końcowego lub podmiotu zużywającego energię, a w przypadku braku urządzeń pomiarowych - na podstawie współczynnikowo określonego poziomu poboru energii przez poszczególne urządzenia, wskazanego w dokumentacji prowadzonej przez podatnika. Ewidencja, o której mowa, powinna zawierać dane niezbędne do określenia, w okresach miesięcznych: ilości wyprodukowanej oraz zakupionej energii elektrycznej w megawatogodzinach (MWh); ilości energii elektrycznej dostarczonej nabywcom końcowym; ilości energii elektrycznej dostarczonej podmiotom niebędącym nabywcami końcowymi; dat dokonania płatności wynikających z umów właściwych do rozliczeń z tytułu dostaw; ilości energii elektrycznej, od których powstał obowiązek naliczenia i zapłaty akcyzy; kwot akcyzy należnej do zapłaty od energii elektrycznej; ilości energii elektrycznej zwolnionej od akcyzy; ilości energii elektrycznej zużytej na potrzeby własne; ilości energii elektrycznej dostarczonej wewnątrzwspólnotowo albo wyeksportowanej; ilości strat powstałych w wyniku przesyłu i rozdziału energii elektrycznej. W przypadku braku urządzeń pomiarowych, pozwalających na precyzyjne określenie ilości, prowadzący ewidencję określa ilości szacunkowe Własność danych pomiarowych a ustawa o ochronie danych osobowych i inne informacje prawnie chronione Ustawa z dnia 29 sierpnia 1997 r. o ochronie danych osobowych (Dz.U j.t. z późn. zm.) [dalej uodo] określa sposób postępowania przy przetwarzaniu danych osobowych oraz prawa osób fizycznych, których dane osobowe są lub mogą być przetwarzane w zbiorach danych. Ustawę stosuje się m.in. do przetwarzania danych osobowych w systemach informatycznych, także w przypadku przetwarzania danych poza zbiorem danych. W rozumieniu art. 6 uodo za dane osobowe uważa się wszelkie informacje dotyczące zidentyfikowanej lub możliwej do zidentyfikowania osoby fizycznej. Osobą możliwą do zidentyfikowania jest osoba, której tożsamość można określić bezpośrednio lub pośrednio, w szczególności przez powołanie się na numer identyfikacyjny albo jeden lub kilka specyficznych czynników określających jej cechy fizyczne, fizjologiczne, umysłowe, ekonomiczne, kulturowe lub społeczne. Przy czym informacji nie uważa się za umożliwiającą określenie tożsamości osoby, jeżeli wymagałoby to nadmiernych kosztów, czasu lub działań. W rozdziale 2.3 omówiono kwestię przetwarzania danych osobowych, które zgodnie z ustawą jest dopuszczalne tylko wtedy, gdy: osoba, której dane dotyczą, wyrazi na to zgodę, chyba że chodzi o usunięcie dotyczących jej danych, 41

42 jest to niezbędne dla zrealizowania uprawnienia lub spełnienia obowiązku wynikającego z przepisu prawa, jest to konieczne do realizacji umowy, gdy osoba, której dane dotyczą, jest jej stroną lub gdy jest to niezbędne do podjęcia działań przed zawarciem umowy na żądanie osoby, której dane dotyczą, jest niezbędne do wykonania określonych prawem zadań realizowanych dla dobra publicznego, jest to niezbędne dla wypełnienia prawnie usprawiedliwionych celów realizowanych przez administratorów danych albo odbiorców danych, a przetwarzanie nie narusza praw i wolności osoby, której dane dotyczą. W odniesieniu do omawianej tematyki, w zależności od podmiotu przetwarzającego dane pomiarowe, różnie mogą się przedstawiać podstawy prawne dla przetwarzania danych osobowych. W przypadku danych pomiarowych przetwarzanie danych osobowych mogłoby następować w oparciu o przepis prawny: jest to niezbędne dla zrealizowania uprawnienia lub spełnienia obowiązku wynikającego z przepisu prawa, w przypadku przedsiębiorstwa energetycznego, innego niż to, z którym odbiorca ma podpisaną umowę, konieczne jest uzyskanie zgody na przetwarzanie danych osobowych, czyli działania na podstawie przepisu osoba, której dane dotyczą, wyrazi na to zgodę, chyba że chodzi o usunięcie dotyczących jej danych. Należy podkreślić, iż uodo nakłada również liczne obowiązki na administratorów danych osobowych, np.: obowiązki informacyjne (art. 24 i 25 uodo), obowiązki w zakresie rejestracji zbiorów w GIODO (art. 40 i n. uodo), obowiązki w zakresie realizacji uprawnień osób, których dane są przetwarzane (art. 32 i n. uodo), obowiązki w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa przetwarzanych danych osobowych (art. 36 i n. uodo oraz Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 29 kwietnia 2004 r. w sprawie dokumentacji przetwarzania danych osobowych oraz warunków technicznych i organizacyjnych, jakim powinny odpowiadać urządzenia i systemy informatyczne służące do przetwarzania danych osobowych (Dz.U )). Sposobem na złagodzenie reżimu w zakresie ochrony danych jest poddanie agregacji lub/i anonimizacji danych osobowych związanych z opomiarowaniem Pieczęć elektroniczna i fakturowanie Istotnym instrumentem prawnym w zakresie wdrażania systemu inteligentnego opomiarowania może okazać się również podpis elektroniczny. Ministerstwo Gospodarki jest w trakcie prac nad projektem ustawy o podpisach elektronicznych oraz nad zmianami innych ustaw, który zakłada m.in. wprowadzenie pieczęci elektronicznej oraz osobistego podpisu elektronicznego. Zgodnie z projektem z 8 stycznia 2010 r., do obowiązującego systemu prawnego wprowadzona zostanie tzw. pieczęć elektroniczna stanowiąca swoisty podpis elektroniczny dla podmiotu. Instrument ten może w szczególności znaleźć szerokie zastosowanie w procesie wystawiania faktur, które będą mogły być przetwarzane z wykorzystaniem środków komunikacji elektronicznej w zakresie znacznie szerszym niż obecnie. Ponadto, warto zwrócić uwagę na równolegle wprowadzany instrument podpisu osobistego, który będzie zapisywany w warstwie elektronicznej dowodu osobistego (zgodnie z założeniami do projektu ustawy o dowodach osobistych z 17 listopada 2009 r. przygotowanymi przez Ministerstwo Spraw Wewnętrznych i Administracji). Podpis osobisty ma stać się nowym, powszechnym mechanizmem służącym do komunikacji obywateli z podmiotami realizującymi zadania publiczne, przydatnym również w kontaktach za pośrednictwem mediów elektronicznych 42

43 typu C2B (Klient Biznes). Pozwoli on na wprowadzenie bezpiecznego i jednolitego sposobu uwierzytelniania dokumentów oraz autoryzacji klientów w systemach teleinformatycznych udostępnianych przykładowo przez NOP czy OSD. Wprowadzenie regulacji dotyczących osobistego podpisu elektronicznego powinno przyczynić się do znacznego upowszechnienia podpisu elektronicznego i usług na nim opartych Ochrona konkurencji i konsumentów Ustawa o ochronie konkurencji i konsumentów z dnia 16 lutego 2007 r. (z późn. zm.) reguluje zasady i tryb przeciwdziałania praktykom ograniczającym konkurencję oraz praktykom naruszającym zbiorowe interesy konsumentów, a także antykonkurencyjnym koncentracjom przedsiębiorców i ich związków, jeżeli te praktyki lub koncentracje wywołują lub mogą wywoływać skutki na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej. W zakresie ochrony konsumentów należy przywołać zapisy Załącznika I (Środki z zakresu ochrony konsumentów) do Dyrektywy 2009/72/WE, które określają środki z zakresu ochrony konsumentów. Zgodnie z załącznikiem, do konsumentów na rynku usług elektroenergetycznych odnoszą się w szczególności: 1.dyrektywa 97/7/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 20 maja 1997 r. w sprawie ochrony konsumentów w przypadku umów zawieranych na odległość; 2.dyrektywa Rady 93/13/WE z dnia 5 kwietnia 1993 r. w sprawie nieuczciwych warunków w umowach konsumenckich; 3.środki w zakresie obowiązków użyteczności publicznej i ochrony odbiorców (zgodnie z art. 3 Dyrektywy 2009/72/WE), które mają zapewnić odbiorcom: a.prawo do zawierania z dostawcą usług elektroenergetycznych umowy, która określa: nazwę i adres dostawcy, świadczone usługi, oferowany poziom jakości usługi, jak również termin przyłączenia, rodzaje oferowanych usług konserwacyjnych, sposoby uzyskiwania aktualnych informacji na temat wszystkich mających zastosowanie taryf i opłat za utrzymanie, okres obowiązywania umowy, warunki jej przedłużania, warunki wygaśnięcia świadczeń i wygaśnięcia umowy oraz informację o ewentualnej możliwości odstąpienia od umowy bez opłat, wszelkie ustalenia dotyczące rekompensat i zwrotu opłat, które mają zastosowanie w przypadku, gdy nie są spełnione standardy jakości usług zagwarantowane w umowie, włącznie z niepoprawnym i opóźnionym rozliczeniem, metodę wszczynania procedur rozstrzygania sporów (zgodnie z poniższym punktem f), informacje dotyczące praw konsumenta, włącznie z rozpatrywaniem skarg oraz wszystkimi informacjami, o których mowa w niniejszym punkcie, przekazywane w sposób wyraźny wraz z rozliczeniem lub na stronach internetowych przedsiębiorstw energetycznych. Warunki umów są uczciwe i znane z góry. W każdym przypadku informacje te powinny zostać dostarczone przed zawarciem lub potwierdzeniem umowy. W przypadku, gdy umowy są zawierane przez pośredników, informacje dotyczące kwestii wymienionych w niniejszym punkcie dostarczane są także przed zawarciem umowy; 43

44 b.otrzymanie stosownego zawiadomienia o każdym zamiarze wprowadzenia zmian do umowy oraz poinformowanie o prawie do wycofania się z umowy po otrzymaniu zawiadomienia. Świadczący usługi powiadamiają bezpośrednio swoich odbiorców o wszelkich podwyżkach opłat, w przejrzysty i zrozumiały sposób i w odpowiednim czasie, nie później niż w ciągu jednego okresu rozliczeniowego po wejściu w życie podwyżki. Państwa członkowskie zapewniają odbiorcom swobodę odstąpienia od umów, jeżeli nie akceptują oni nowych warunków, o których zawiadomił ich dostawca usług elektroenergetycznych; c.otrzymywanie przejrzystych informacji o stosowanych cenach i taryfach oraz o standardowych warunkach dotyczących dostępu do usług i korzystania z usług elektroenergetycznych; d.otrzymywanie oferty szerokiego wyboru metod rozliczania płatności, które nie dyskryminują w nieuzasadniony sposób odbiorców. Systemy przedpłat są uczciwe i odpowiednio odzwierciedlają prawdopodobne zużycie. Wszelkie różnice w warunkach odzwierciedlają koszty ponoszone przez dostawcę w zależności od systemu płatności. Warunki ogólne muszą być uczciwe i przejrzyste. Muszą być przedstawione jasnym i zrozumiałym językiem i nie mogą zawierać pozaumownych barier dla korzystania z praw odbiorców, na przykład nadmiernej dokumentacji umów. Odbiorcy są chronieni przed nieuczciwymi lub wprowadzającymi w błąd metodami sprzedaży; e.niepobieranie opłaty przy zmianie dostawcy; f.korzystanie z przejrzystych, prostych i niedrogich procedur rozpatrywania skarg. W szczególności, wszyscy konsumenci mają prawo do dobrej jakości usługi oraz do rozpatrzenia skargi przez swojego dostawcę usług elektroenergetycznych. Takie pozasądowe procedury rozstrzygania sporów muszą umożliwiać sprawiedliwe i szybkie rozstrzyganie sporów, najlepiej w terminie trzech miesięcy, oraz obejmować, w uzasadnionych przypadkach, system zwrotu kosztów lub odszkodowań. W miarę możliwości powinny one być zgodne z zasadami określonymi w zaleceniu Komisji 98/257/WE z dnia 30 marca 1998 r. w sprawie zasad stosowanych przez jednostki odpowiedzialne za pozasądowe rozwiązywanie sporów konsumenckich (Dz.U. L 115 z , s. 31); g.dostęp do usługi powszechnej, zgodnie z przepisami przyjętymi przez państwa członkowskie, zgodnie z art. 3 ust. 3 Dyrektywy 2009/72/WE, i informowanie o prawach dotyczących usługi powszechnej; h.dostęp do swoich danych dotyczących zużycia oraz możliwość, za wyraźną zgodą i nieodpłatnie, udzielenia dostępu do swoich danych pomiarowych każdemu zarejestrowanemu przedsiębiorstwu dostarczającemu energię elektryczną. Strona odpowiedzialna za zarządzanie danymi ma obowiązek przekazania tych danych temu przedsiębiorstwu. Państwa członkowskie określają format danych oraz procedurę udostępniania ich dostawcom i konsumentom. Konsumenta nie obciąża się żadnymi dodatkowymi kosztami tej usługi; i.odpowiednią informację o rzeczywistym zużyciu i kosztach energii elektrycznej z dostateczną częstotliwością, czyli tak, aby mogli dostosowywać swoje zużycie energii elektrycznej. Informacje te podawane są w odpowiednich przedziałach czasowych uwzględniających możliwości posiadanych przez odbiorcę urządzeń pomiarowych oraz charakterystykę danego produktu elektroenergetycznego. W należyty sposób uwzględnia się opłacalność takich środków. Konsumenta nie obciąża się żadnymi dodatkowymi kosztami tej usługi; j.otrzymywanie bilansu zamknięcia konta w wyniku jakiejkolwiek zmiany dostawcy energii elektrycznej, nie później niż w terminie sześciu tygodni od chwili zmiany dostawcy. (Załącznik I - Dyrektywa 2009/72/WE). 44

45 Finansowanie projektów Polityka Strukturalna Unii Europejskiej i jej instrumenty mają pomóc władzom centralnym i regionalnym, słabiej rozwiniętych regionów, w rozwiązaniu ich najważniejszych problemów gospodarczych. Instrumentami służącymi realizacji celów Wspólnoty są m.in. Fundusze Strukturalne czy Fundusz Spójności. Ich zadaniem jest wspieranie restrukturyzacji i modernizacji gospodarek krajów UE. Wpływa to na zwiększenie spójności ekonomicznej i społecznej Unii. Fundusze te kierowane są do tych sektorów gospodarki i regionów, które bez pomocy finansowej nie są w stanie dorównać do średniego poziomu ekonomicznego w UE. Celem pomocy publicznej w sektorze energetyki jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju poprzez dywersyfikację dostaw nośników energii, zmniejszenie energochłonności, poprawę efektywności energetycznej i rozwój odnawialnych źródeł energii. Pomoc udzielana będzie z uwzględnieniem przepisów następujących aktów prawa wspólnotowego: Wspólnotowe wytyczne dotyczące pomocy państwa na rzecz ochrony środowiska; Rozporządzenie Komisji (WE) nr 1628/2006 z dnia 24 października 2006 r. w sprawie stosowania art. 87 i 88 Traktatu w odniesieniu do regionalnej pomocy inwestycyjnej Ustawa o partnerstwie publiczno prywatnym Ustawa z dnia 19 grudnia 2008 r. o partnerstwie publiczno-prywatnym (Dz.U ) określa zasady współpracy podmiotu publicznego (jednostki sektora finansów publicznych) i partnera prywatnego (przedsiębiorcy) w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego. Przedmiotem partnerstwa publiczno-prywatnego jest wspólna realizacja przedsięwzięcia oparta na podziale zadań i ryzyka pomiędzy podmiotem publicznym i partnerem prywatnym. Wybór partnera prywatnego może dokonywać się w trybie określonym ustawą z dnia 29 stycznia 2004 r. - Prawo Zamówień Publicznych (Dz. U. z 2007 r. Nr 223, poz z późn. zm.). Realizacja wspólnego przedsięwzięcia może odbywać się w drodze podpisania odpowiedniej umowy lub też utworzenia spółki celowej. Narzędzie to może okazać się bardzo przydatne w kontekście wiodącej roli sektora publicznego, w zakresie oszczędnego gospodarowania energią, przy czym wdrażanie systemu inteligentnego opomiarowania i zarządzania popytem na energię powinno być uznane za wyjściowy i krytyczny punkt do oszczędnego gospodarowania energią. Ustawa ta daje wiele możliwości aktywizowania różnych podmiotów z rynku elektroenergetycznego (przykładowo OSD), przy realizacji założonych celów, przy współudziale organów administracji publicznej Programy unijne Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko to przykład jednej z głównych możliwości pozyskania środków na realizację projektów infrastrukturalnych, w tym realizacji inwestycji w sektorze energetyki w okresie programowania 10 w latach Program ten wspiera przede wszystkim działania związane z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii. W szczególności inwestorzy mogą pozyskiwać fundusze w ramach działań: IX. Infrastruktura energetyczna przyjazna środowisku i efektywność energetyczna, 9.1 Wysokosprawne wytwarzanie energii, 9.4 Wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych, 9.5 Wytwarzanie biopaliw ze źródeł odnawialnych, 9.6 Sieci ułatwiające odbiór energii ze źródeł odnawialnych, X. Bezpieczeństwo energetyczne, w tym dywersyfikacja źródeł energii, 10.3 Rozwój przemysłu dla OZE. 10 Okres programowania: wieloletni okres planowania budżetu Unii Europejskiej. Okres obowiązywania dokumentów programowych, stanowiących podstawę do ubiegania się o wsparcie ze strony Komisji Europejskiej. 45

46 31 grudnia 2009 r. weszło w życie Rozporządzenie Ministra Rozwoju Regionalnego z dnia 7 grudnia 2009 r. w sprawie pomocy na inwestycje w zakresie: energetyki, infrastruktury telekomunikacyjnej, infrastruktury sfery badawczo-rozwojowej, lecznictwa uzdrowiskowego w ramach regionalnych programów operacyjnych, regulujące zasady ubiegania się o wsparcie w regionach. Poza Programami operacyjnymi, inwestycje w sektorze energetyki mogą być dofinansowywane w ramach programów wspólnotowych dedykowanych, takich jak: Program Inteligentna Energia dla Europy II, 7. Program Ramowy Badań i Rozwoju Technologicznego, Transeuropejskie Sieci Energetyczne (TEN-E), Jaspers, ponadto: Program Ramowy na rzecz konkurencyjności i innowacji na lata , GreenLight (Energy Efficiency Lighting). Pozostałe fundusze dedykowane dla energetyki to: Szwajcarski Instrument Finansowy, Norweski Mechanizm Finansowy/Mechanizm Finansowy EOG, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, EkoFundusz Ustawa Prawo o miarach Do najistotniejszych kwestii, regulowanych przez ustawę z dnia 11 maja 2001 r. Prawo o miarach (Dz.U j.t. z późn. zm.), zaliczyć należy prawną kontrolę metrologiczną przyrządów pomiarowych. Zgodnie z ustawą przyrządy pomiarowe, podlegające prawnej kontroli metrologicznej, mogą być wprowadzane do obrotu i użytkowane tylko wówczas, jeżeli posiadają odpowiednio ważną decyzję zatwierdzenia typu lub ważną legalizację. Na podstawie art. 9a ustawy - Prawo o miarach wydane zostało Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 7 stycznia 2008 r. w sprawie wymagań, którym powinny odpowiadać liczniki energii elektrycznej czynnej prądu przemiennego, oraz szczegółowego zakresu sprawdzeń wykonywanych podczas prawnej kontroli metrologicznej tych przyrządów pomiarowych (Dz. U. Nr 11, poz. 63). W opinii prawnej wykonanej dla PSE Operator S.A. 11 wskazano, że z legislacyjnego punktu widzenia, nie jest potrzebna nowelizacja Prawa o miarach, natomiast konieczne będzie stworzenie nowego rozporządzenia wykonawczego do tej ustawy lub nowelizacja dotychczasowego, w którym zawarte będą dane odnośnie standardów liczników. Obecna treść ww. rozporządzenia, powinna zostać zweryfikowana po opracowaniu polskich standardów inteligentnych liczników, co najmniej w zakresie: weryfikacji zakresu sprawdzeń licznika pod kątem funkcji realizowanych przez licznik sposobu przeprowadzenia sprawdzeń tzn. czy możliwa będzie kontrola statystyczna przeprowadzana na wybranej grupie urządzeń Ustawa o systemie zgodności Ustawa z dnia 30 sierpnia 2002 r. o systemie oceny zgodności (Dz.U j.t. z późn. zm.) określa m.in. zasady działania systemu kontroli wyrobów w Polsce. W związku z regulacjami dyrektywy 2004/22/WE w sprawie przyrządów pomiarowych, system oceny zgodności stał się podstawową regulacją w zakresie dopuszczania do obrotu i wytwarzania przyrządów pomiarowych. Dyrektywa ta, jak zostało to już wcześniej opisane, doprowadziła do przeniesienia 11 Opinia prawna dotycząca sposobu wprowadzenia obowiązku masowej instalacji liczników elektronicznych oraz rozwiązania niektórych problemów związanych z legalizacją liczników energii elektrycznej Grynhoff, Woźny, Maliński

47 odpowiedzialności za spełnianie jej wymogów z organów kontroli metrologicznej poszczególnych państw członkowskich, na producentów przyrządów pomiarowych. Dyrektywa przewidziała zarazem konieczność harmonizacji norm dotyczących ocen zgodności. Wśród rozporządzeń wydanych na podstawie tej ustawy wskazać należy w szczególności na rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 grudnia 2006 r. w sprawie zasadniczych wymagań dla przyrządów pomiarowych (Dz.U ). Rozporządzenie to określa: 1) zasadnicze wymagania dla przyrządów pomiarowych podlegających ocenie zgodności; 2) procedury oceny zgodności; 3) sposób oznakowania przyrządów pomiarowych; 4) wzór znaku CE. 2.4 Identyfikacja potencjalnych i planowanych zmian w zakresie prawa w Polsce W związku ze zmianami na rynku energii elektrycznej, oraz koniecznością implementowania dyrektyw i rozporządzeń Unii Europejskiej, polskie prawo musi podlegać nowelizacjom. Poniżej przedstawiono planowane w najbliższej przyszłości zmiany w polskim ustawodawstwie Projekt ustawy o efektywności energetycznej Opisane poniżej kwestie, tj. cele ustawy, podmioty objęte regulacją, krajowe cele w zakresie oszczędności energii, wzorcowa rola sektora publicznego, system białych certyfikatów, system dobrowolnych zobowiązań, organ nadzorujący i monitorujący, krajowe plany działań i zmiany w przepisach obowiązujących odnoszą się do projektu ustawy o efektywności energetycznej z dnia 5 listopada 2009 r Cele ustawy 1.Stworzenie ram prawnych systemu działań na rzecz poprawy efektywności energetycznej gospodarki, obejmujących system wsparcia, prowadzących do uzyskania wymiernych oszczędności energii 12. Działania będą się koncentrować w następujących obszarach: zmniejszenia zużycia energii przez odbiorców końcowych, zwiększenie oszczędności energii poprzez urządzenia potrzeb własnych, ograniczenia strat energii w przesyle i dystrybucji; 2.Wdrożenie postanowień dyrektywy 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych oraz uchylającej dyrektywę Rady 93/76/EWG, a zwłaszcza osiągnięcie oszczędności zużycia energii na poziomie co najmniej 9 % do końca 2016 r.; 3.Realizacja założonego na szczycie Unii Europejskiej w marcu 2007 r., 20 % celu obniżenia zużycia energii w UE do 2020 r.; 4.Ustanowienie ram prawnych, które obejmą następujące obszary: określenie podmiotów objętych regulacją, krajowe cele w zakresie oszczędności energii, wzorcową rolę sektora publicznego, system białych certyfikatów, system nadzoru i monitorowania, krajowe plany działania na rzecz efektywności energetycznej. 12 Energia - wszystkie formy energii dostępnej w obrocie, w tym w formie energii elektrycznej, paliw gazowych, paliw stosowanych do wytwarzania ciepła i chłodu, węgla kamiennego i brunatnego, paliw ciekłych i biopaliw ciekłych, a także biomasy (zgodnie z art. 3 lit. a Dyrektywy 2006/32/WE). 47

48 Podmioty objęte regulacją Podmiotami objętymi regulacjom są: 1.Podmioty zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła; 2.Podmioty zajmujące się przesyłem energii - podmioty zajmujące się transportem energii w celu jej dostarczania do odbiorców końcowych lub sieci dystrybucyjnych, które dostarczają ją odbiorcom końcowym; 3.Podmioty zajmujące się dystrybucją energii - podmioty zajmujące się: transportem paliw gazowych oraz energii elektrycznej sieciami dystrybucyjnymi w celu ich dostarczenia odbiorcom, rozdziałem ciepła do odbiorców przyłączonych do sieci ciepłowniczej; 4.Podmioty zajmujące się sprzedażą energii odbiorcom końcowym; 5.Producenci, importerzy oraz podmioty zajmujące się sprzedażą urządzeń zużywających energię; 6.Osoby fizyczne lub prawne, dokonujące zakupu energii do własnego użytku, będące beneficjentami działań podejmowanych na rzecz zmniejszenia zużycia energii (tzw. odbiorcy końcowi), w tym: jednostki sektora publicznego (jednostki administracji rządowej, jednostki samorządu terytorialnego, szkoły, szpitale itp.), siły zbrojne wyłącznie w zakresie, w którym stosowanie ustawy nie wchodzi w konflikt z naturą i podstawowym celem działalności sił zbrojnych oraz z wyłączeniem sprzętu używanego wyłącznie w celach wojskowych Krajowe cele w zakresie oszczędności energii 1.Ustawa upoważni Radę Ministrów do określania, w drodze rozporządzenia, krajowych celów w zakresie oszczędności energii, których osiągnięciu służy realizacja ustawy. Cele te zostaną określone zarówno w jednostce względnej (%) jak i bezwzględnej (np. GWh); 2.Krajowy cel w zakresie oszczędności energii, przewidziany do osiągnięcia w 2016 r.: będzie obliczony zgodnie z metodologią określoną w załączniku 1 do dyrektywy 2006/32/WE na podstawie danych statystycznych, wyniesie nie mniej niż 9 % średniego rocznego zużycia energii finalnej przez wszystkich użytkowników energii objętych dyrektywą 2006/32/WE, będzie wynikiem kumulowanych rocznych oszczędności energii osiągniętych w latach ; 3.Krajowy cel w zakresie oszczędności energii, przewidziany do osiągnięcia w 2016 r., stanowić będzie odzwierciedlenie, założonego na szczycie Unii Europejskiej w marcu 2007 r., 20 % celu obniżenia zużycia energii w UE do 2020 r Wzorcowa rola sektora publicznego 1.Jednostki sektora publicznego 13, będą pełnić wzorcową rolę w zakresie oszczędnego gospodarowania energią, a o podejmowanych działaniach i osiąganych efektach będą 13 Jednostka sektora publicznego podmiot sektora finansów publicznych, o którym mowa w art.9 ustawy z dnia 27 sierpnia 2009 r. o finansach publicznych (Dz.U. z 2009 r. Nr 157, poz. 1240) 48

49 informować na swojej stronie internetowej lub w inny sposób zwyczajowo przyjęty w danej miejscowości; 2.Jednostka sektora publicznego będzie zobowiązana do stosowania co najmniej jednego ze środków poprawy efektywności energetycznej. Do środków tych zaliczono: umowę zawieraną przez jednostkę sektora publicznego z podmiotem realizującym przedsięwzięcie służące poprawie efektywności energetycznej, której przedmiotem jest finansowanie tego przedsięwzięcia, na zasadach określonych w przepisach o zamówieniach publicznych; zakup nowego urządzenia, instalacji lub pojazdu charakteryzujących się niskim zużyciem energii, po dokonaniu analizy kosztów ich eksploatacji; wymianę eksploatowanego urządzenia, instalacji lub pojazdu na urządzenie, instalację lub pojazd, o których mowa w podpunkcie powyżej, albo ich modernizacja; nabycie lub wynajęcie efektywnych energetycznie budynków lub ich części, albo ich modernizacja; 3.Jednostka sektora publicznego sporządza, co najmniej raz na 10 lat, audyt efektywności energetycznej eksploatowanych obiektów o powierzchni powyżej 250 m 2, których jest właścicielem lub zarządcą, a także urządzeń technicznych i instalacji. Za równoważne działanie uważać się będzie sporządzanie świadectwa charakterystyki energetycznej budynku, o którym mowa w art. 5 ust.3 ustawy Prawo budowlane 14 ; 4.Minister właściwy do spraw gospodarki, minister właściwy do spraw transportu oraz minister właściwy do spraw budownictwa, gospodarki przestrzennej i mieszkaniowej zobowiązani zostaną do organizowania kampanii promujących stosowanie środków efektywności energetycznej, wliczając wprowadzanie innowacyjnych technologii, oraz do prowadzenia działań informacyjno edukacyjnych i szkoleniowych o dostępnych środkach poprawy efektywności energetycznej. Ponadto, minister właściwy do spraw gospodarki zobligowany zostanie do monitorowania stosowania środków poprawy efektywności energetycznej, a także będzie zobowiązany do umieszczania informacji o instrumentach służących finansowaniu środków poprawy efektywności energetycznej oraz sposobie ich pozyskiwania w BIP MG; 5.Jednostka sektora publicznego zobowiązana zostanie do dnia 31 grudnia 2015 r. do zaoszczędzenia, w ciągu roku, energii finalnej w ilości nie mniejszej niż 1% średniego zużycia tej energii w ciągu roku. Uśrednienie obejmuje 3 kolejne lata poprzedzające dany rok kalendarzowy System białych certyfikatów 1.Zostaną wprowadzone świadectwa efektywności energetycznej (określane w dyrektywie jako białe certyfikaty). Pojawi się mechanizm pozyskiwania, umarzania i obrotu świadectwami potwierdzającymi przeprowadzenie działań, skutkujących oszczędnością energii jako mechanizm stymulujący i wymuszający zachowania pro oszczędnościowe; 2.Białe certyfikaty będą mogły być pozyskiwane za realizację działań skutkujących: zwiększeniem sprawności wytwarzania energii, zmniejszeniem strat w przesyle i dystrybucji energii, oszczędnością w zużyciu energii przez odbiorców końcowych. 14 Ustawa z dnia 7 lipca 1994r. Prawo budowlane (Dz. U. z 2006 r. Nr 156, poz. 1118, z późn. zm) 49

50 Szczegółowy katalog powyższych działań prooszczędnościowych wraz z odpowiadającą im ilością białych certyfikatów zostanie określony w drodze rozporządzenia przez ministra właściwego do spraw gospodarki; 3.Do wydawania białych certyfikatów oraz ich umarzania zostanie upoważniony Prezes Urzędu Regulacji Energetyki; 4.Prawa majątkowe wynikające z białych certyfikatów będą zbywalne i stanowić będą towar giełdowy; 5.Na podmioty, zajmujące się sprzedażą energii elektrycznej, ciepła i paliw gazowych odbiorcom końcowym, nałożony zostanie obowiązek pozyskania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE określonej ilości białych certyfikatów (lub uiszczenia opłaty zastępczej). Wielkość tego obowiązku określi minister właściwy do spraw gospodarki w drodze rozporządzenia System dobrowolnych zobowiązań 1.Rozważone zostanie wprowadzenie tzw. systemu dobrowolnych zobowiązań, skutkujących wzrostem efektywności energetycznej gospodarki, zawieranych pomiędzy jednostkami administracji rządowej lub samorządowej, a zainteresowanymi podmiotami (np. przedsiębiorcami lub jednostkami sektora publicznego); 2.Dobrowolne zobowiązanie określi zasady i warunki, na jakich zainteresowany podmiot zobowiązuje się, w określonej perspektywie czasowej, zrealizować działania skutkujące wzrostem efektywności wykorzystania zużywanej przez niego energii. Z drugiej strony, podmiotowi takiemu, z tytułu wypełnienia warunków porozumienia, przysługiwać będą określone preferencje, np. wsparcie audytorskie i eksperckie w toku prowadzonego przedsięwzięcia, dodatkowe białe certyfikaty, obniżenie opłat za korzystanie ze środowiska itp.; 3.Wprowadzenie systemu dobrowolnych zobowiązań wymagać będzie wyłonienia organu administracji rządowej, jako strony porozumienia, pełniącego jednocześnie rolę koordynatora systemu, który będzie sprawował nadzór merytoryczny nad realizowanymi przedsięwzięciami Organ nadzorujący i monitorujący 1. Powołany zostanie organ nadzorujący i monitorujący działania w zakresie poprawy efektywności energetycznej (w tym również weryfikujący rezultaty tych działań), podejmowane przez podmioty zobowiązane ustawą, w kontekście realizacji krajowych celów w zakresie oszczędności energii. Rola pełnienia funkcji organu nadzorującego i monitorującego zostanie powierzona Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki; 2. Podmioty zajmujące się sprzedażą energii odbiorcom końcowym, zostaną zobowiązane do przekazywania corocznie organowi nadzorującemu i monitorującemu świadectw efektywności energetycznej lub uiszczenia opłaty zastępczej. Szczegółowy zakres tego obowiązku będzie określony w drodze rozporządzenia ministra właściwego do spraw gospodarki; 3. W szczególności organ nadzorujący i monitorujący zostanie zobowiązany do wspierania, nadzorowania i monitorowania usług energetycznych oraz innych środków służących poprawie efektywności energetycznej; 50

51 4. Rolą organu nadzorującego i monitorującego będzie również zapewnienie zainteresowanym podmiotom dostępu do aktualnych informacji o funkcjonowaniu systemu białych certyfikatów, dobrowolnych zobowiązań oraz innych mechanizmach wspierających Krajowe plany działań na rzecz efektywności energetycznej Minister właściwy do spraw gospodarki zostanie zobowiązany do opracowania i przekazania Komisji Europejskiej krajowego planu działań dotyczącego efektywności energetycznej: Pierwszego krajowego planu w terminie do dnia 30 czerwca 2011 r., Drugiego krajowego planu w terminie do dnia 30 czerwca 2014 r.; Krajowy plan działań na rzecz efektywności energetycznej zawierać będzie w szczególności: opis planowanych programów poprawy efektywności energetycznej określających działania mające na celu poprawę efektywności energetycznej; opis planowanych przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej w poszczególnych sektorach gospodarki, niezbędnych dla realizacji krajowego celu w zakresie oszczędnego gospodarowania energią; analizę i ocenę wykonania krajowego planu działań na rzecz efektywności energetycznej za poprzedni okres; informacje o postępie w realizacji krajowego celu w zakresie oszczędnego gospodarowania energią; informacje o podjętych działaniach na rzecz usunięcia przeszkód w realizacji krajowego celu w zakresie oszczędności energii; Ministrowie kierujący działaniami administracji rządowej 15 zobowiązani są, w związku z realizacją krajowego planu działań dotyczącego efektywności energetycznej, do przekazywania ministrowi właściwemu do spraw gospodarki rocznych sprawozdań, zawierających informacje dotyczące stopnia realizacji tego planu; Minister właściwy do spraw gospodarki zobligowany jest do sporządzania i przedstawiania Radzie Ministrów (co 2 lata) raportu do zatwierdzenia. Raport powinien zawierać informacje o realizacji: krajowego celu w zakresie oszczędnego gospodarowania energią, krajowego planu działań dotyczącego efektywności energetycznej, (wraz z oceną i wnioskami z ich realizacji). Pierwszy raport ma zostać ogłoszony do dnia 30 listopada 2012 r Zmiany w przepisach obowiązujących Zmiany w przepisach dotyczą ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo Energetyczne polegać będą na dodaniu do zadań własnych gminy, w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe, nowego zadania dotyczącego planowania i organizacji działań mających na celu racjonalizację zużycia energii i promocję rozwiązań zmniejszających zużycie energii na obszarze gminy. Dodany zostanie również zapis mający na celu uwypuklenie roli przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej w opracowanych przez wójtów (burmistrzów, prezydentów miast) projektach założeń do planów oraz w planach zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. 15 W rozumieniu ustawy z dnia 4 września 1997r. o działaniach administracji rządowej (Dz. U. z 2007 r. Nr 65, poz.437, z późn. zm.) 51

52 2.4.2 Udzielanie pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy sieci dystrybucyjnej W dniu 6 stycznia 2010 r. Ministerstwo Gospodarki opublikowało projekt rozporządzenia w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej albo sieci ciepłowniczej. Rozporządzenie to ma na celu określenie szczegółowego przeznaczenia, warunków i trybu udzielania pomocy publicznej w ramach działania 9.2 Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko Zgodnie z projektem pomoc może być udzielona: na rozbudowę sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej albo sieci ciepłowniczej, w celu przyłączenia nowych odbiorców lub nowych wytwórców energii elektrycznej lub ciepła; na wytwarzanie energii elektrycznej lub ciepła. Pomoc może być udzielana przedsiębiorstwom energetycznym zajmującym się przesyłem lub dystrybucją energii elektrycznej albo ciepła w zakresie: przebudowy lub budowy, w miejsce istniejącego elektroenergetycznego systemu przesyłowego, elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej wysokich, średnich i niskich napięć, których realizacja przyczyni się do ograniczenia strat sieciowych w szczególności poprzez: wymianę transformatorów o niskiej sprawności energetycznej, skracanie bardzo długich ciągów liniowych, zmianę przekrojów przewodów w celu dostosowania ich do obecnych temperatur pracy sieci. W przypadku budowy lub przebudowy elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej ograniczenie strat sieciowych nie może być mniejsze niż 30 % obecnego poziomu strat. Pomoc może być udzielona na inwestycje, których celem będzie wspieranie rozwoju gospodarczego kraju przez ograniczenie emisji CO 2, zmniejszanie straty energii powstające w procesie przesyłu, dystrybucji energii elektrycznej albo ciepła Projekt założeń do aktów prawnych wprowadzających system ochrony odbiorców wrażliwych energii elektrycznej. W chwili obecnej opracowane są założenia do aktów prawnych ochrony odbiorców wrażliwych. System bonifikat zostanie dopełniony poprzez rozwiązanie dotyczące obowiązku instalowania liczników przedpłatowych. Jak wynika z dotychczasowych doświadczeń w Polsce, osoby ubogie, użytkujące przedpłatowe układy pomiarowo-rozliczeniowe do rozliczeń energii elektrycznej, zużywają energię elektryczną w sposób bardziej oszczędny niż przy standardowych układach pomiarowo-rozliczeniowych. W wyniku montażu tego typu urządzeń osoby słabe ekonomicznie uzyskają większą kontrolę nad płaconymi rachunkami. Takie stwierdzenie potwierdza również praktyka polskich firm (VDP) Regulacje dotyczące urządzeń i systemów z funkcjami pomiarów. Prawo Unii Europejskiej w kwestii wymagań technicznych dotyczących liczników zawiera przepisy na poziomie ogólnych wymagań technicznych. Regulacje określające wymagania techniczne dla urządzeń pomiarowych tworzone są przez poszczególne państwa członkowskie. Nieodzowne będzie stworzenie rozporządzenia wykonawczego do Ustawy z dnia 11 maja 2001r. Prawo o miarach (podstawa prawna art. 9a pkt. 1 i 2), w którym zawarte będą dane odnośnie urządzeń i systemów z funkcjami pomiarów kluczowe dla budowy infrastruktury inteligentnego opomiarowania. W przypadku implementowania systemu inteligentnego opomiarowania należałoby utworzyć specyfikację techniczną zawierającą, co najmniej: a)specyfikacje funkcjonalną liczników (przykładowo takie jak: pomiar i rejestracja energii, automatyczna rejestracja licznika w sieci, zdalne załączenie/odłączenie odbiorcy, synchronizacja zegara, aktualizacja oprogramowania licznika. Funkcje powinny być pogrupowane w układzie: Funkcji wymaganych podstawowych - posiadanych przez każdy licznik; 52

53 Funkcji dodatkowych posiadanych przez wybraną grupę liczników dla specyficznej grupy odbiorców; Funkcji opcjonalnych możliwych do zaimplementowania w liczniku przez zainteresowane strony (odbiorca-sprzedawca, OSD - prosument); b)specyfikację warstwy komunikacji definiującą: Komunikację pomiędzy licznikiem, a urządzeniami odbiorcy (w tym koniecznie komunikację z siecią HAN); Komunikację pomiędzy licznikiem, a Systemem Zarządzania Odczytami; Komunikację między licznikiem elektrycznym, a pozostałymi mediami; c)specyfikację funkcjonalności Systemu Zarządzania Odczytami; d)specyfikację w zakresie bezpieczeństwa całości rozwiązania; e)specyfikację niezawodności działania rozwiązania. Z prawnego punktu widzenia istotne jest zwrócenie uwagi na dwie kwestie. Po pierwsze, przyjęte standardy urządzeń i systemów z funkcją pomiaru nie mogą być na tyle sprecyzowane, żeby sprzyjały konkretnym producentom. Druga kwestia to specyfikacja techniczna, która powinna popierać dwukierunkową transmisję danych, eliminować liczniki, które takiej transmisji nie przewidują oraz wspierać taki protokół przesyłania informacji, który umożliwi pracę liczników i urządzeń różnych producentów w tym samym systemie. Kluczowe jest również uwzględnienie istniejących już wymagań dla przyrządów pomiarowych wynikających z rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 grudnia 2006 r. w sprawie zasadniczych wymagań dla przyrządów pomiarowych. Szczególnie istotne są tu zapisy mówiące o tym, że urządzenia dodatkowe (w przypadku inteligentnego opomiarowania takie jak urządzenia w sieci HAN, termostaty, pralki) nie powinny wpływać na charakterystyki metrologiczne urządzenia pomiarowego oraz zapisy mówiące o tym, że oprogramowanie urządzenia pomiarowego powinno być identyfikowalne, zabezpieczone przed celowym lub przypadkowym zafałszowaniem, odporne na niedozwolony wpływ funkcji niezwiązanych z pomiarem (takich jak impuls cenowy, załączenie/wyłączenie). Zabezpieczenie przed zafałszowaniem dotyczy również danych pomiarowych. Kluczowe jest również zapewnienie odbiorcy odczytu pomiarów na urządzeniu wskazującym bez konieczności użycia dodatkowych narzędzi (za takie narzędzie może być traktowany portal). Należy również zauważyć, że na opracowane regulacje znaczny wpływ mogą mieć działania podejmowane przez Komisję Europejską. Działania te już w tej chwili spowodowały powołanie grupy koordynacyjnej - Smart Meter Coordinating Group (SM-CG) - działającej na rzecz stworzenia otwartej architektury inteligentnego opomiarowania. SM-CG ściśle nadzoruje projekt Open Meter, którego celem jest wypracowanie otwartych i ogólnodostępnych standardów rozwiązań AMI. Standardy te mogą być cennym doświadczeniem przy pracach podejmowanych w Polsce. Kolejnym zagadnieniem związanym ze specyfikacją techniczną liczników jest tempo wymiany liczników, które powinno być narzucone przez regulatora w postaci harmonogramu wymiany urządzeń pomiarowych, w porozumieniu z Głównym Urzędem Miar w zakresie podejścia do legalizacji obecnie zainstalowanych liczników (w kierunku wydłużenia okresu legalizacji dla obecnie zainstalowanych liczników, którym kończy się okres legalizacji). 53

54 2.5 Analiza obecnych praktyk w zakresie kształtowania taryf Zagadnienia dotyczące kształtowania taryf energii elektrycznej regulują przepisy rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia z 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz.U. z 2007 r. Nr 128, poz. 895 z późn. zm.). Z uwagi na fakt, że z dniem 1 lipca 2007 r. nastąpiło uwolnienie rynku energii elektrycznej, od tego czasu każdy odbiorca może kupić energię elektryczną u wybranego przez siebie sprzedawcy (spółki obrotu). Uwolnienie rynku energii miało na celu wzmocnienie konkurencji na rynku, co miało wpłynąć na obniżenie cen. Zgodnie z zasadami wolnego rynku, sprzedawcy energii elektrycznej mają rywalizować o odbiorców, ograniczając koszty i oferując energię elektryczną po optymalnych cenach. Z uwolnieniem rynku energii związane jest wprowadzenie zasady TPA (ang. Third Party Access), opisanej w rozdziale ( ). Na przedsiębiorstwie energetycznym, do sieci którego odbiorca jest przyłączony (OSD), ciąży obowiązek dostarczenia energii elektrycznej zakupionej przez tego odbiorcę od wybranego przez niego sprzedawcy. W związku z wprowadzeniem zasady TPA konieczne stało się wydzielenie z działalności dotychczas funkcjonujących przedsiębiorstw energetycznych, niezależnych spółek obrotu i operatorów systemów dystrybucyjnych. Przed liberalizacją rynku energii elektrycznej przedsiębiorstwa energetyczne prowadzące działalność w zakresie dystrybucji oraz obrotu energią elektryczną zobowiązane były, na podstawie ustawy Prawo Energetyczne, do przedkładania taryf zawierających ceny energii elektrycznej oraz stawki opłat oferowanych usług do zatwierdzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki. Ceny i stawki opłat w taryfach kalkulowane były na podstawie uzasadnionych kosztów prowadzonej działalności przedsiębiorstw. Takie rozwiązanie miało zapewnić ochronę odbiorców energii elektrycznej przed nieuzasadnionym wzrostem cen dyktowanych przez monopolistę. W związku z uwolnieniem rynku energii, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zwolnił z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia przedsiębiorstwa obrotu. Na dzień dzisiejszy przedsiębiorstwa obrotu przedkładają do zatwierdzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki wyłącznie taryfy zawierające ceny energii elektrycznej oraz zasady rozliczeń dla odbiorców zaliczanych do grupy G odbiorców w gospodarstwach domowych. Obecnie odbiorca energii może negocjować ceny energii elektrycznej oraz warunki dokonywania rozliczeń, a wszystkie kwestie dotyczące praw i obowiązków stron, w tym okres rozliczeniowy, powinna zawierać umowa. Liberalizacja rynku energii elektrycznej nie objęła natomiast przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność w zakresie przesyłu lub dystrybucji energii elektrycznej. Dystrybucja oraz przesył energii elektrycznej jest przykładem monopolu naturalnego. Wynika to z natury dostarczanej usługi jakim jest dystrybucja energii elektrycznej, gdyż ze względów technicznych konkurencja wielu podmiotów w tym obszarze jest niemożliwa. Przedsiębiorstwa te nadal mają obowiązek przedkładania taryf do zatwierdzenia Prezesowi URE. Zasady, na podstawie których przedsiębiorstwa energetyczne kształtują taryfy dla energii elektrycznej określone zostały w ustawie Prawo Energetyczne oraz w sposób szczegółowy, w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. Nr 128, poz. 895, z późn zm.) 16 zwane dalej Rozporządzeniem Taryfowym Rozporządzenie Taryfowe Wg szczegółowych zasad kształtowania taryf zdefiniowanych w rozporządzeniu taryfowym, przedsiębiorstwo energetyczne ustala taryfę w sposób zapewniający pokrycie kosztów 16 Źródło: 54

55 uzasadnionych oraz eliminowania subsydiowania skrośnego 17. Koszty uzasadnione OSP i OSD uwzględniają koszty przedsiębiorstwa, jak i uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą. Podstawą oceny zasadności kosztów przez URE są oceny benchmarkingowe (koszty wykonywania tego samego rodzaju działalności w zbliżonych warunkach) oraz porównywalne koszty poniesione przez przedsiębiorstwo energetyczne w roku poprzednim. Ceny mogą być różnicowane dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe. Taryfa może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe. Standardowym rozwiązaniem taryfowym, w Polsce i na świecie, dla małych odbiorców przemysłowych, handlowych i gospodarstw domowych są taryfy jednoczłonowe i wielostrefowe oraz taryfy dwuczłonowe wielostrefowe stosowane dla wielkich i średnich odbiorców przemysłowych. Tabela 4 Porównanie taryf Charakterystyka Taryfy Rodzaj Jednoczłonowe Wielostrefowe Zawiera cenę za: energię elektryczną usługi przesyłowe energię elektryczną usługi przesyłowe za moc za przekroczenie mocy zasilanie rezerwowe Stawki Wpływ na zużycie energii stawki za jednostkę energii elektrycznej stałe w ciągu doby oraz w cyklu tygodniowym i rocznym stosowane najpowszechniej, ale nie efektywne ze względu na cele kształtowania zapotrzebowania na energię elektryczną (Źródło: Raport I Projektu: Wzmocnienie nadzoru regulatora nad sektorem energii.) stawki zmieniają się w cyklu dobowym, tygodniowym (dni robocze, świąteczne) lub sezonowo (zima/lato); stawki ustalone długoterminowo utrudnione oddziaływanie na popyt dostarcza bodźce cenowe wpływające na racjonalizację energii; oddziaływanie taryfy potęgowane zróżnicowaniem stawek Ceny lub stawki opłat zawarte w taryfie kalkuluje się na okres 12 miesięcy kalendarzowych. Odbiorca może wystąpić do przedsiębiorstwa energetycznego o zmianę grupy taryfowej, nie częściej niż raz na 12 miesięcy. Rozliczeń z odbiorcami za dostarczaną energię elektryczną i świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej dokonuje się w okresach rozliczeniowych, ustalonych w taryfie gdzie rozporządzenie definiuje, że okres rozliczeniowy nie powinien być dłuższy niż dwa miesiące, a dla odbiorców zaliczanych do V grupy przyłączeniowej nie może być dłuższy niż rok. Jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc, w okresie tym mogą być pobierane opłaty za energię elektryczną oraz za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w wysokości określonej na podstawie prognozowanego zużycia tej energii w tym okresie, z uwzględnieniem sezonowości poboru energii elektrycznej i trendu poboru energii przez odbiorcę, w okresie ostatnich dwóch lat. W przypadku powstania nadpłaty lub niedopłaty za pobraną energię elektryczną: nadpłata podlega zaliczeniu na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, o ile odbiorca nie zażąda jej zwrotu; 17 Subsydiowanie skrośne: pokrywanie kosztów dotyczących jednego rodzaju prowadzonej przez przedsiębiorstwo działalności gospodarczej lub jednej z grup taryfowych odbiorców usług, przychodami pochodzącymi z innego rodzaju prowadzonej działalności gospodarczej lub od innej taryfowej grupy odbiorców. 55

56 niedopłata jest doliczana do pierwszej faktury wystawianej za najbliższy okres rozliczeniowy. Rozliczenia za dostarczaną energię elektryczną są dokonywane na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych dla miejsc dostarczania tej energii, określonych w umowie sprzedaży albo umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej. Dopuszcza się możliwość prowadzenia łącznych rozliczeń dla więcej niż jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej. Za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach odbiorcom, na ich wniosek, przysługują bonifikaty w wysokości określonej w taryfie lub umowie. Zgodnie z rozporządzeniem taryfa OSP, OSD, Sprzedawcy ma zawierać, odpowiednio: OSP stawki opłat za świadczenie usług przesyłania, zwane dalej "stawkami opłat przesyłowych"; stawki opłat abonamentowych; sposób ustalania opłat za przyłączenie do sieci; sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców; sposób ustalania opłat za: oponadumowny pobór energii biernej, oprzekroczenia mocy, onielegalny pobór energii elektrycznej. OSD stawki opłat za przyłączenie do sieci lub sposób ich ustalania; stawki opłat za świadczenie usługi dystrybucji, zwane dalej "stawkami opłat dystrybucyjnych"; stawki opłat abonamentowych; sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców; sposób ustalania opłat za: oponadumowny pobór energii biernej, oprzekroczenia mocy, ousługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy, onielegalny pobór energii elektrycznej. Sprzedawca 18 ceny energii elektrycznej; sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców. Opłaty za energię elektryczną w przypadku gospodarstwa domowego płacone wg zatwierdzonych taryf składają się z: opłaty za energię elektryczną (płacona na rzecz sprzedawcy) to cena za wykorzystaną energię obliczana jako iloczyn zużytej rzeczywiście lub prognozowanej energii i ceny 1 KWh energii; opłaty za przesył i dystrybucję energii elektrycznej, składającej się z: 18 Z uwagi na zwolnienie przez Prezesa URE sprzedawca ma obowiązek przedstawiania do zatwierdzenia taryf tylko dla odbiorców indywidualnych (Grupa G). 56

57 opłaty przesyłowej stałej (opłata dystrybucyjna stała) - zawiera koszty stałe związane z funkcjonowaniem sieci, jest niezależna od ilości pobranej energii; zawiera m.in. koszty utrzymania sieci, remonty, płace załogi, podatki; opłaty przesyłowej zmiennej (opłata dystrybucyjna zmienna) zawiera koszty zmienne związane z funkcjonowaniem sieci, jest zależna od ilości pobranej energii, są to m.in. koszty strat, które dystrybutorzy ponoszą podczas przesyłania energii; opłaty przejściowej - wprowadzona ustawą z dn. 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, w gruncie rzeczy to rekompensata dla producentów za rozwiązanie w/w umów; stawki opłaty przejściowej dla gospodarstw domowych kalkulowane są w zależności od rocznego zużycia energii; opłaty jakościowej - jest opłatą zmienną i pokrywa koszty utrzymania równowagi systemu elektroenergetycznego; opłaty abonamentowej pokrywa koszty obsługi odbiorcy, czyli. np. koszty wystawienia rachunku i jego dostarczenia, systemu komputerowego do obsługi odbiorcy, odczyty i kontrole licznika itp.; ta opłata jest związana z dystrybucją energii. Powyższe opłaty mają swoje odzwierciedlenie w taryfach i powinny wynikać, ze szczegółowych zapisów rozporządzenia taryfowego. Poniżej omówiono wybrane punkty Rozporządzenia Taryfowego, które precyzuje powyższe zapisy odpowiednio dla OSD i Sprzedawcy OSD Przy kalkulacji taryf istotne jest, że przychód pokrywający koszty uzasadnione, ustalany dla każdego roku okresu regulacji, uwzględnia przychody uzyskane z: cen i stawek opłat, opłat za ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy umownej, opłat za usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy. W przychodzie nie uwzględnia się bonifikat oraz przychodów uzyskanych z opłat: za nielegalny pobór energii elektrycznej, z tytułu czynności dotyczących wznowienia dostaw energii elektrycznej. Ideę kalkulacji taryf przedstawiono na poniższym rysunku. 57

58 Rys. 2 Kalkulacja Taryf (opracowanie własne na podstawie URE oraz rozporządzenia taryfowego) Przychody uzyskane z cen i stawek składają się z przychodów za stawki dystrybucyjne oraz przychodów z opłat abonamentowych. Stawki opłat dystrybucyjnych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z dystrybucji energii elektrycznej oraz korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego (nazywane dalej "stawkami sieciowymi ). "Stawki sieciowe" kalkuluje się jako dwuskładnikowe z podziałem na składnik: stały stawki sieciowej - obliczany na jednostkę mocy umownej, a dla odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym - obliczany w odniesieniu do licznika, zmienny stawki sieciowej - obliczany na jednostkę energii elektrycznej pobranej z sieci. Składnik stały stawki sieciowej, kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia stałych kosztów uzasadnionych. Składnik zmienny stawki sieciowej kalkuluje się na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych, takich jak: koszt zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia strat sieciowych, koszt przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej sieciami innych operatorów lub innych przedsiębiorstw energetycznych, innych kosztów nie uwzględnionych w stawkach stałych podlegających akceptacji prezesa URE. Stawkę opłaty abonamentowej kalkuluje się na podstawie kosztów uzasadnionych ponoszonych w związku z odczytywaniem wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich kontrolą. Stawki opłaty abonamentowej są różnicowane ze względu na długość okresu rozliczeniowego. 58

59 Rozliczeniami za ponadumowny pobór energii biernej objęci są odbiorcy zasilani z sieci średniego i wysokiego napięcia. Rozliczeniami tymi mogą być objęci, w uzasadnionych przypadkach, także odbiorcy zasilani z sieci niskiego napięcia, którzy użytkują odbiorniki o charakterze indukcyjnym, o ile zostało to określone w technicznych warunkach przyłączenia, w umowie o świadczenie usług dystrybucji lub umowie kompleksowej. Za przekroczenie mocy umownej jest pobierana opłata w wysokości stanowiącej iloczyn składnika stałego stawki sieciowej oraz sumy dziesięciu największych wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną lub w przypadku, gdy licznik nie pozwala na takie wskazanie, dziesięciokrotności maksymalnej wielkości nadwyżki mocy pobranej ponad moc umowną w okresie rozliczeniowym. Opłaty za dodatkowe usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy zawarte w taryfie kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia kosztów realizacji tych usług. Za dodatkowe zlecenia odbiorcy uważa się m.in.: przerwanie i wznowienie dostarczania energii elektrycznej, sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiaroworozliczeniowego, laboratoryjne sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiaroworozliczeniowego, wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego wcześniej układu pomiarowo-rozliczeniowego, przeniesienie licznika lub licznika i urządzenia (zegara) sterującego (dla liczników strefowych) w inne miejsce w obrębie tego samego obiektu, założenie plomb na urządzeniach podlegających oplombowaniu, w szczególności po naprawie, remoncie i konserwacji instalacji, montaż i demontaż urządzenia kontrolno-pomiarowego, instalowanego w celu sprawdzania dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej dostarczanej z sieci. Opłaty za wznowienia dostaw energii elektrycznej OSD pobiera, jeżeli wstrzymanie jej dostarczania spowodowane zostało w wyniku: stwierdzenia, że instalacja zagraża życiu, zdrowiu lub środowisku, stwierdzenia, że nastąpił nielegalny pobór energii, zwlekania przez odbiorcę z zapłatą. Za niedotrzymanie dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego oblicza się bonifikatę, przy czym w okresie, w którym nie były dotrzymane parametry jakościowe energii elektrycznej, a układ pomiarowo-rozliczeniowy uniemożliwia określenie ilości energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy, ilość tej energii ustala się na podstawie poboru energii elektrycznej w analogicznym okresie rozliczeniowym tego samego dnia tygodnia w poprzednim tygodniu oraz proporcji liczby godzin, w których parametry jakościowe energii elektrycznej nie zostały dotrzymane, do całkowitej liczby godzin w okresie rozliczeniowym. Za każdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy końcowemu przysługuje bonifikata w wysokości pięciokrotności średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym ogłaszanej przez Prezesa URE za okres, w którym wystąpiła przerwa w dostarczaniu tej energii. Ilość niedostarczonej energii elektrycznej, w dniu w którym miała miejsce przerwa w jej dostarczaniu, ustala się na podstawie poboru tej energii w odpowiednim dniu poprzedniego tygodnia, z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw Sprzedawca Sprzedawca kalkuluje ceny energii elektrycznej na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych zakupu tej energii oraz kosztów uzasadnionych wykonywanej działalności 59

60 gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną. Koszty uzasadnione zakupu energii elektrycznej obejmują koszty zakupionej energii z zachowaniem zasad konkurencji i minimalizacji kosztów jej zakupu oraz koszty: poniesionej opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej pochodzącej z OZE, uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia. Koszty uzasadnione wykonywania działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, ustala się na podstawie kosztów: obsługi handlowej związanej z obrotem energią elektryczną, wspólnych wykonywania działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną. W przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych obsługi odbiorców przysługują im bonifikaty w następującej wysokości za m.in.: za nieprzyjęcie zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy, za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci, za odmowę udzielenia odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej, przerwanego z powodu awarii sieci, za niepowiadomienie, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, za niepowiadomienie w formie indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środka telekomunikacji, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z tygodniowym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv o zamierzonej zmianie nastawień w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na współpracę ruchową z siecią Dodatkowe Informacje Urząd Regulacji Energetyki (URE) publikuje Założenia do Kalkulacji Taryf, które są dostępne na stronach URE i zawierają dokładne wzory i wartości poszczególnych składników niezbędne do przygotowania wniosku taryfowego przez przedsiębiorstwa energetyczne Identyfikacja potencjalnych i planowanych zmian w zakresie kształtowania taryf Rozpoczęcie wprowadzenia konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej, poprzez dokonanie rozdziału dystrybucji i sprzedaży z dniem 1 lipca 2007 r., spowodowało znaczące ograniczenie możliwości taryfowania cen energii elektrycznej przez regulatorów. Taryfowaniu podlegają usługi przesyłowe i dystrybucyjne. To ograniczenie prawne oznacza inny zakres możliwości wpływania regulatora na programy taryfowe dla konsumentów. Twarda ingerencja (o charakterze regulacyjnym) w taryfy i w rynek powinna być ograniczona do sytuacji, w których zapewnienie konkurencji na rynku, przy wykorzystaniu w pełni mechanizmów rynkowych, nie jest możliwe. W szczególności jest to możliwe w sytuacji, gdy koszty wprowadzania systemu inteligentnego opomiarowania przewyższają korzyści dla operatorów tych urządzeń. Regulator, po odpowiednich zmianach prawnych, mógłby wprowadzić taryfę, obejmującą usługi świadczone przez podmiot zbierający oraz udostępniający dane z centralnego repozytorium danych pomiarowych. Podmiot udostępniałby dane na równorzędnych zasadach uprawnionym podmiotom. Równorzędny dostęp do danych związanych z pomiarami ograniczyłby

61 potencjalne preferencje OSD dla Sprzedawców ze swoich grup kapitałowych, co przyczyniłoby się do wzmocnienia konkurencyjności rynku energetycznego. Na coraz bardziej konkurencyjnym rynku energii odbiorca musi dostrzegać znaczący zysk w ograniczeniu zużycia energii, aby chciał zmienić swój indywidualny sposób konsumpcji i swoje codzienne zachowania. Zysk odbiorcy może być dwojakiego rodzaju. Z jednej strony może on mieć charakter ekonomiczny, gdzie zmiana sposobu konsumpcji spowoduje mniejsze koszty energii. Z drugiej strony, dla konsumenta istotne będą aspekty odpowiedzialności społecznej przejawiające się chęcią zminimalizowania negatywnego oddziaływania na środowisko naturalne, np. emisji CO 2, związanego z konsumpcją energii. Jeżeli jednak bodźce oddziaływujące na odbiorcę nie będą istotne, nie będzie on zainteresowany ograniczaniem swojego komfortu (np. prania odzieży w nocy). Oferowane konsumentom programy taryfowe powinny realizować przynajmniej jeden z tych bodźców. Z kolei sprzedawca energii lub OSD, oferując konsumentom określone programy taryfowe, muszą dążyć do ograniczenia własnych kosztów. Przykładem są taryfy wielostrefowe. W taryfach wielostrefowych możliwe są oddziaływania na odbiorcę w celu poprawy charakterystyki obciążenia systemu elektroenergetycznego, poprzez: Wprowadzenie jednej lub dwóch stosunkowo wysokich stawek w okresie szczytowego obciążenia (wysokość stawek określana z góry lub z rynku aktualnego), co oddziałuje na odbiorcę mobilizująco do ograniczania swojego zużycia w okresie szczytowego zapotrzebowania na moc. Wprowadzenie tzw. taryfy z wyłączeniem, czyli na żądanie przedsiębiorstwa energetycznego, odbiorca ogranicza pobór mocy (czas trwania przerwy uzgadniany, wprowadzany w okresach niskiej niezawodności systemu energetycznego lub wysokich cen energii na rynku hurtowym). Jednakże, z punktu widzenia kształtowania popytu na energię elektryczną, najbardziej korzystnymi taryfami wydają się być taryfy czasu rzeczywistego, które odnoszą się do zmienności cen energii w czasie. W tym przypadku cena za energię zmienia się na wzór rynku hurtowego, a odbiorcy powiadamiani są o prognozach stawek z odpowiednim wyprzedzeniem (od 1 do 24 h). Zróżnicowanie stawek w ciągu doby powinno zachęcać odbiorców do zmiany sposobu konsumpcji energii. Docelowo w taryfach powinny znaleźć się mechanizmy zarządzania popytem, pozwalające na większą aktywność po stronie odbiorcy, np. poprzez znaczne zróżnicowanie pomiędzy ceną energii elektrycznej w okresie szczytu i poza szczytem, czy też możliwością otrzymania przez odbiorcę bonifikaty za niezużytą energię. Wartą rozważenia jest możliwość budowania nowych taryf w oparciu o obecnie ponoszone koszty, co oznacza, że jeżeli klienci nie zmienią swoich zachowań, koszty pozostają na poprzednim poziomie, tak jakby byli rozliczani na podstawie taryfy poprzedniej. Z kolei w przypadku podejmowania aktywnych działań, uzyskiwane oszczędności powinny być znaczne (np. zbliżone do pilotowych rozwiązań norweskich z poziomem oszczędności ponad 24%). W takich taryfach odbiorca jest gratyfikowany za zmianę swoich zachowań np. poprzez otrzymywanie zapłaty za energię zaoszczędzoną w szczycie. System inteligentnego opomiarowania umożliwia przedsiębiorstwom energetycznym, a głównie sprzedawcom energii, indywidualne kalkulowanie taryf za energię, poprzez dostosowanie taryfy do indywidualnego profilu konsumpcji odbiorcy, czy do specyficznego obszaru (danej wsi lub miasta). Dobrym przykładem może być centrum miasta, gdzie zużycie w okresie letnim, z uwagi na szerokie wykorzystanie klimatyzacji, może powodować braki mocy w obszarze działania jednego GPZ, czy nawet stacji SN/nN, gdzie dla porównania tereny przedmieść odległe zaledwie o parę kilometrów nie generują takiego zapotrzebowania na moc i są zasilane z GPZ, dla którego nie ma zagrożenia braku mocy. Dlatego zaproponowanie taryf z różnymi cenami i strefami w takich przypadkach wydaje się jak najbardziej słuszne. Klienci z centrum miasta mogliby modyfikować swoje zachowania, przykładowo przez zmianę ustawień klimatyzacji (podniesienie temperatury o 2 stopnie), albo umieszczenie ogniw fotowoltanicznych na dachach biurowca. Tworzenie zróżnicowanych programów taryfowych winno stać się domeną sprzedawców, którzy, poprzez efektywne działania i oferowanie nowych produktów, mogliby wykorzystywać informacje zbierane przy pomocy systemu inteligentnego opomiarowania do dokładnego prognozowania, co 61

62 powodowałoby spadek kosztów bilansowania, a także przy wykorzystaniu mechanizmów zarządzania popytem, do przesuwania zużycia z okresów wysokiej ceny energii elektrycznej do okresów, gdzie cena jest niższa. Ponadto wg oceny URE modyfikacji będzie podlegał sposób zróżnicowania stawek opłat abonamentowych ze względu na długość okresów rozliczeniowych, co może mieć istotny wpływ na wdrożenie inteligentnego opomiarowania. Częstsze odczyty powodują większą opłacalność wdrożenia inteligentnego opomiarowania. Bardzo istotną zmianą, jaka może zajść w zakresie kształtowania taryf, jest możliwość zwolnienia z obowiązku przedkładania do zatwierdzenia przez Prezesa URE cen sprzedaży energii odbiorcom indywidualnym. Przy braku wprowadzenia jakichkolwiek rozwiązań regulujących inwestycje w sektorze elektroenergetycznym, może doprowadzić to do drastycznego wzrostu cen energii elektrycznej. Wzrost taki będzie z jednej strony trudny do zaakceptowania w sferze społecznej, nawet przy wprowadzeniu aktualnie opracowywanego systemu wsparcia odbiorców wrażliwych, z drugiej byłby jednak silnym bodźcem do wdrożenia inteligentnego opomiarowania. 2.7 Identyfikacja obecnych ograniczeń prawnych w kontekście modelu rynku opomiarowania Rozpatrując kwestię modelu rynku opomiarowania w kontekście ograniczeń prawnych, warto się zastanowić nad czynnikami odgrywającymi zasadniczą rolę dla przyszłości rynku opomiarowania: Jakie zmiany rynku pozwolą na rozwinięcie rynku konkurencyjnego? Zasady rynku konkurencyjnego umożliwiają odbiorcom zakup energii elektrycznej od podmiotu, który przedstawi ofertę najbardziej adekwatną do oczekiwań odbiorcy. Ponadto, reguły te gwarantują sprzedawcom energii elektrycznej jednakową pozycję (konkurencyjną) na rynku, natomiast wytwórcom energii umożliwiają swobodny dostęp do odbiorców poprzez konkurencyjny rynek hurtowy. Odbiorcy powinni mieć możliwość dokonania wyboru najkorzystniejszej oferty z wielu konkurencyjnych ofert proponowanych przez różnych sprzedawców. Niosłoby to za sobą częstsze zmiany sprzedawców energii, ale niezbędne jest, aby podmioty zainteresowane złożeniem oferty sprzedaży miały zapewniony dostęp do danych o zużyciu energii przez danego odbiorcę zgodnie z jego upoważnieniem. Dane powinny być udostępnione w postaci umożliwiającej ich efektywne wykorzystanie, a czas ich pozyskania powinien być możliwie krótki. W tym zakresie kluczowe ograniczenia prawne to brak wystarczającego rozdzielenia podmiotów na rynku energii i szczególnie korzystna pozycja energetycznych grup kapitałowych (opisanych w rozdziale ). Kolejne akcje podejmowane w tym kierunku, czyli zmiany w prawie energetycznym, m.in. zmuszające wytwórców do zwiększenia wolumenu obrotu na giełdzie, powinny być pierwszym krokiem do zwiększenia konkurencyjności rynku, dlatego, że będzie możliwy dostęp do zakupu energii przez sprzedawców na równych prawach. Ograniczeniem prawnym jest brak przejrzystego i jasnego uregulowania kwestii dostępu do danych pomiarowych przez poszczególne przedsiębiorstwa energetyczne, w tym również rozstrzygnięcia problemu własności danych pomiarowych. Powyższe ograniczenie preferuje na dzień dzisiejszy grupy kapitałowe. Rynek opomiarowania w przyszłości powinien umożliwiać wymianę informacji między poszczególnymi interesariuszami: odbiorcą, sprzedawcą, OSD, OSP, wytwórcą w tym zakresie konieczne będą zmiany na poziomie Prawa Energetycznego (np. w zakresie powołania podmiotu nadzorującego wymianę danych) oraz rozporządzenia taryfowego (np. w zakresie opłat za przekazywane dane). Rynek opomiarowania powinien uwzględniać rozwój technologii, zarówno po stronie liczników, jak i po stronie technologii telekomunikacyjnych, co powinno znaleźć swoje odzwierciedlenie w Ustawie Prawo o Miarach oraz Ustawie o Systemie Zgodności. 62

63 Kolejnym ograniczeniem prawnym jest bariera rozwoju rynku konkurencyjnego, wynikająca z utrzymania konieczności przekładania do zatwierdzania przez Prezesa URE taryf dla odbiorców indywidualnych. Niestety powoduje to, że taryfy dla klientów indywidualnych są sporządzane wg tych samych wytycznych przygotowanych przez regulatora, nie mogą i nie różnią się znacznie między sobą. Małe różnice między taryfami powodują małą motywację do zmiany sprzedawcy przez odbiorcę indywidualnego Jakie zmiany pozwolą na zbudowanie rozwiązania najbardziej efektywnego ekonomicznie? Wprowadzenie systemu inteligentnego opomiarowania oznacza konieczność poniesienia dodatkowych kosztów. Koszty te mogą ponosić różni uczestnicy rynku w zależności od przyjętego modelu. Rozpatrując kwestie efektywności kosztowej należy zwrócić uwagę na zakres czasowy projektu wdrażania inteligentnego opomiarowania, m.in. z uwagi na konieczność dokonywania bieżących wymian legalizacyjnych oraz sprostanie wymaganiom stawianym przez UE. Tutaj kluczowym ograniczeniem jest brak transpozycji do prawa polskiego dyrektyw 2009/72/WE, 2006/32/WE, a także brak standardów dla urządzeń i systemów z funkcjami pomiarowymi rozumianymi jako kompleksowe systemy AMI. Ponadto dłuższy okres legalizacji licznika indukcyjnego, przy jego wymianie na licznik elektroniczny, z uwagi na krótszy czas eksploatacji, jest dodatkową barierą kosztową. Ponadto z uwagi na kilkuletni okres trwania projektu wdrożenia inteligentnego opomiarowania, ograniczeniem prawnym jest sposób zatwierdzania taryf na okres jednego roku, co nie daje gwarancji OSD na realizacje całej inwestycji (brak zwrotu kosztu inwestycji w dalszych latach). Kolejnym elementem jest konieczność doprecyzowania w rozporządzeniu taryfowym przychodów, jakie mogą być pobierane przy przekazywaniu między przedsiębiorstwami energetycznymi danych pomiarowych. 3 Analiza otoczenia biznesowego 3.1 Analiza rynku energii elektrycznej i funkcjonujących na nim podmiotów Struktura i zasady działania rynku energii elektrycznej Podstawą prawną funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Polsce jest ustawa Prawo Energetyczne. Uchwalenie nowego Prawa Energetycznego w 1997 i jego dalsze modyfikacje stworzyło podstawy do odejścia od monopolu w zakresie energii elektrycznej i stworzenia rynku energii elektrycznej. Dążenie do konkurencyjnego rynku energii elektrycznej zakłada, że wytwarzanie i sprzedaż energii nie mają charakteru monopolu naturalnego i że mechanizmy rynkowe, a zwłaszcza konkurencja pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi są najlepszym sposobem na obniżenie cen energii i podniesienia jakości obsługi odbiorców. Na strukturę polskiego rynku energii elektrycznej, zgodnie z zapisami Prawa Energetycznego, składają się następujące podmioty: Końcowi odbiorcy energii elektrycznej, Giełdy Energii, Platformy Internetowe. Przedsiębiorstwa energetyczne: owytwórcy energii elektrycznej (W), ooperator Systemu Przesyłowego (OSP), 63

64 ooperatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD), osprzedawcy, Należy podkreślić, że działalność przedsiębiorstw energetycznych podlega, zgodnie z rozdziałem 5 Prawa Energetycznego (art. 32) regulacji, a podmiotom spełniającym określone warunki przyznawane są koncesje. W Tabeli 5 zestawiono liczbę podmiotów posiadających ważną koncesję na dzień 24 czerwca 2009 r. Tabela 5 Liczba ważnych koncesji wg stanu na 24 czerwca 2009 r. (Źródło: URE). Energia elektryczna Koncesje ważne (szt.) Wytwarzanie (W) 945 Przysyłanie lub dystrybucja * 120 (OSP, OSD) Dystrybucja) (OSD) 79 Obrót -Sprzedawcy 316 Razem 1460 *koncesje na przesyłanie energii elektrycznej oraz koncesje na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej udzielone do dnia 3 maja 2005 r. Należy podkreślić, że liczba przyznanych koncesji nie może być konkurencyjności rynku. traktowana jako miara Działanie rynku energii elektrycznej opiera się na zasadzie, że zakup energii elektrycznej przez odbiorcę końcowego jest związany z koniecznością jej przesyłu od wytwórcy do odbiorcy. Kupując energię elektryczną odbiorca nabywa więc: Towar w postaci energii elektrycznej, Usługę przesyłu i dystrybucji energii. W zakresie przesyłu i dystrybucji energii nabywca nie posiadając możliwości wyboru sieci, którymi zostanie przesłana zakupiona energia, funkcjonuje w warunkach monopolu naturalnego. Działalność Operatora Przesyłowego i Operatorów Systemów Dystrybucyjnych podlega regulacji, a ceny za przesył i dystrybucję energii (taryfy) podlegają zatwierdzeniu przez powołany w tym celu organ administracji rządowej w postaci Urzędu Regulacji Energetyki. Opłaty za przesył i dystrybucję mają pokryć koszty świadczenia tych usług odpowiednio przez OSP i OSD. Opłaty za energię elektryczną pochodzą z relacji podaży (za którą odpowiedzialność ponoszą wytwórcy) i popytu (za którą odpowiedzialność ponoszą odbiorcy końcowi). Pośrednikiem między wytwórcą a odbiorcą końcowym, w zakresie handlu energią elektryczną (ale nie w zakresie przesyłu i dystrybucji), są Giełdy Energii, Platformy Internetowe oraz sprzedawcy. 64

65 Powyższe zależności pomiędzy podmiotami na rynku energii elektrycznej przedstawiono na rysunku: Urząd Regulacji Energetyki Monopol Naturalny: Przesył i Dystrybucja ee* Wytwórca 1 OSP-PSE Operator OSD 1 Odbiorca Końcowy 1 Rynek Bilansujący OSD 2 Wytwórca 2 Rynek konkurencyjny: Handel ee* Sprzedawca 1 Odbiorca Końcowy 2 Energia Elektryczna Przesył i Dystrybucja Platforma Internetowa Giełda Energii Sprzedawca 2 *ee energia elektryczna Rys. 3 Interakcje pomiędzy uczestnikami rynku energii elektrycznej (opracowanie własne). Specjalna funkcja została przypisana rynkowi bilansującemu, będącemu tzw. rynkiem technicznym, a nie miejscem handlu energią (w przeciwieństwie do giełdy czy platformy internetowej). Jego istnienie jest konieczne dla prawidłowego funkcjonowania rynku energii, a udział w nim podmiotów tzw. URB - Uczestników Rynku Bilansującego takich jak wytwórcy, sprzedawcy, OSP, OSD przyłączonych do podstawowego obszaru rynku bilansującego jest obowiązkowy. Do rozliczeń przepływów energii elektrycznej między podmiotami na rynku energii elektrycznej służy jednostka grafikowa. Jednostka grafikowa jest to podstawowy obiekt rynku bilansującego zdefiniowany przez zbiór miejsc dostarczenia energii, dla którego dokonuje się planowania ilości dostaw energii, rozliczania rzeczywistych ilości dostaw energii, odchylenia pomiędzy planowanymi oraz rzeczywistymi ilościami dostaw energii, wielkości należności i zobowiązań wynikających z odchyleń pomiędzy planowanymi i rzeczywistymi ilościami dostaw energii. Podstawowym okresem handlowym, dla którego dokonuje się operacji planowanie i rozliczania jest pojedyncza godzina doby handlowej. Planowanie i rozliczanie zużycie energii w jednostce grafikowej jest niezwykle ważne z uwagi na fakt, że w danej jednostce grafikowej, w danym okresie handlowym (pojedyncza godzina), podaż musi zrównoważyć się z popytem. Poniżej opisano szczegółowo podmioty funkcjonujące na rynku energii elektrycznej: Wytwórcy: W ramach grupy Wytwórcy wyodrębnia się elektrownie konwencjonalne, które wytwarzają energię przy wykorzystaniu nieodnawialnych źródeł energii (w Polsce jest to m.in. węgiel kamienny i węgiel brunatny) oraz elektrownie niekonwencjonalne wykorzystujące odnawialne źródła energii (w Polsce mają one niewielki udział, reprezentowane są głównie przez elektrownie wodne oraz siłownie wiatrowe). W ramach elektrowni konwencjonalnych działających na terenie kraju można 65

66 dalej wyodrębnić elektrownie systemowe (zwane także elektrowniami cieplnymi zawodowymi) oraz elektrociepłownie przemysłowe. Do grona największych elektrowni systemowych należą m.in. BOT Elektrownia Bełchatów S.A., Elektrownia Połaniec S.A. oraz Elektrownia Kozienice S.A Sprzedawcy: Sprzedawcy zajmują się handlem energią elektryczną, którą kupują od wytwórców, na giełdach bądź platformach internetowych oraz od przedsiębiorstw obrotu hurtowego, a następnie sprzedają odbiorcom końcowym Operator Sieci Przesyłowej (OSP): OSP to przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w krajowym systemie elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń międzynarodowych z innymi systemami elektroenergetycznymi. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego pełni kluczową rolę dla bezpieczeństwa energetycznego Polski, jest odpowiedzialny m.in. za: zapewnienie długoterminowej zdolności sieci do świadczenia usług przesyłowych energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym, prowadzenie ruchu sieciowego w systemie w sposób skoordynowany z innymi połączonymi systemami, efektywny i przejrzysty, niedyskryminujący żadnych użytkowników sieci, przy zachowaniu wymaganej niezawodności i jakości dostaw energii elektrycznej, dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do posiadanej sieci, uwzględniając zobowiązania kontraktowe na rynku energii elektrycznej oraz techniczne ograniczenia w systemie oraz wymagania koordynacji systemów połączonych, bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami w systemie w sposób skoordynowany z innymi połączonymi systemami, włączając w to rozliczenia użytkowników sieci wynikające z ich niezbilansowania, w celu zapewnienia wymaganego przepisami poziomu niezawodności dostaw i jakości energii elektrycznej, opracowywanie planów obrony i odbudowy systemu, realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej. OSP odpowiada za przesył energii elektrycznej liniami najwyższych napięć (NN) (220 kv i powyżej), koordynuje pracę części sieci 110 kv (tzw. koordynowanej sieci 110 kv) we współpracy z OSD Operator Systemu Dystrybucyjnego (OSD) Operator Systemu Dystrybucyjnego to przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej. Po dostarczeniu energii elektrycznej przez OSP do węzła sieci NN/110 kv (GPZ), OSD przy wykorzystaniu sieci dystrybucyjnych transportuje energię elektryczną z GPZ do odbiorców końcowych. OSD w myśl zapisów Prawa Energetycznego jest odpowiedzialne m.in. za: prowadzenie ruchu sieciowego w sieci dystrybucyjnej z zachowaniem wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jej jakości; eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego; zapewnienie rozbudowy sieci dystrybucyjnej, współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu zapewnienia spójności działania systemów elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju, a także niezawodnego oraz efektywnego funkcjonowania tych systemów; 66

67 bilansowanie systemu, z wyjątkiem równoważenia bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii, zarządzanie ograniczeniami systemowymi oraz prowadzenie z użytkownikami tego systemu rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej do systemu dystrybucyjnego i pobranej z tego systemu oraz zarządzania ograniczeniami systemowymi; zarządzanie przepływami energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci dystrybucyjnej podczas dystrybucji energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej energii; planowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem przedsięwzięć związanych z efektywnością energetyczną, zarządzaniem popytem na energię elektryczną lub rozwojem mocy wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej; stosowanie się do warunków współpracy z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w zakresie funkcjonowania koordynowanej sieci 110 kv; opracowywanie normalnego układu pracy sieci dystrybucyjnej w porozumieniu z sąsiednimi operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego przy opracowywaniu normalnego układu pracy sieci dla koordynowanej sieci 110 kv Końcowi odbiorcy energii elektrycznej Końcowi odbiorcy energii elektrycznej to odbiorcy dokonujący zakupu energii na własny użytek. Odbiorcami końcowymi są gospodarstwa domowe oraz odbiorcy kupujący energię na potrzeby prowadzonej przez siebie działalności gospodarczej. Klienci są rozróżniani wg grup przyłączeniowych opisanych w rozdziale Giełdy energii, Platformy Internetowe: W Polsce funkcjonują trzy podstawowe formy handlu energią elektryczną: rynek kontraktowy, rynek giełdowy oraz rynek bilansujący. Ponadto działają także dwie platformy internetowe, za pośrednictwem których możliwy jest handel energią elektryczną łączący w sobie cechy rynku kontraktowego i giełdowego, a są nimi Kantor Energii oraz Platforma Obrotu Energią Elektryczną. Na rynku kontraktowym handel energią elektryczną odbywa się na podstawie kontraktów bilateralnych, które zawierane są pomiędzy wytwórcami energii, a przedsiębiorstwami handlującymi energią oraz odbiorcami końcowymi. W ostatnich latach w ten sposób sprzedana została większość energii elektrycznej w kraju. W szczególności w 2007 r. w drodze kontraktów bilateralnych sprzedane zostało ponad 61% energii elektrycznej, a po włączeniu do tego energii sprzedanej w drodze kontraktów długoterminowych (KDT), wartość ta wzrasta do przeszło 92%. W 2008 r. w drodze kontraktów dwustronnych (z uwzględnieniem kontaktów długoterminowych) sprzedana została taka sama ilość energii elektrycznej jak w 2007 r., jednak udział KDT spadł do poziomu nieco ponad 7% całości sprzedanej energii, a po I kwartale 2008 r. kontrakty tego rodzaju zostały całkowicie rozwiązane. Rozwiązanie kontraktów długoterminowych w 2008 r. nie przyczyniło się do zwiększenia ilości energii elektrycznej dostępnej w obrocie publicznym (w tym na giełdzie energii), gdyż cała uwolniona w ten sposób energia została zakontraktowana poprzez umowy dwustronne. Handel z fizycznym dostawą energii elektrycznej, w ramach rynku giełdowego, odbywa się na Towarowej Giełdzie Energii S.A. (TGE), poprzez tzw. Rynek Dnia Następnego (RDN) oraz Rynek Terminowy Energii Elektrycznej (RTEE). Rynek Dnia Następnego działa od 30 czerwca 2000 r. i jest rynkiem fizycznym spot energii elektrycznej. Notowania na RDN odbywają się codziennie i prowadzone są na dzień przed dobą, w której następuje fizyczna dostawa energii. Składa się on z 24-godzinnych okresów rozliczeniowych (linii notowań), w których Członkowie Giełdy mogą kupować i sprzedawać energię elektryczną. Uczestnicy RDN wysyłają zlecenia kupna lub sprzedaży dla poszczególnych godzin, następnie z porównania złożonych ofert generowana jest cena równowagi. Rynek Terminowy Energii Elektrycznej został uruchomiony 19 listopada 2008 r. W ramach tego rynku uczestnicy mogą zawierać kontrakty 67

68 terminowe na dostawę energii elektrycznej, w której sprzedający (wystawca kontraktu) zobowiązuje się do dostarczenia energii elektrycznej w określonym terminie w przyszłości i po określonej cenie, a kupujący (nabywca kontraktu) zobowiązuje się do nabycia energii elektrycznej w określonym terminie i po określonej cenie. Uruchomienie RTEE umożliwiło uczestnikom TGE zaplanowanie sprzedaży/zakupów oraz wyznaczenie ceny energii elektrycznej w dłuższym horyzoncie czasowym (do trzech lat do przodu). W obecnej chwili w obrocie na RTEE funkcjonują cztery rodzaje instrumentów ze względu na termin ich wykonania: tygodniowe, miesięczne, kwartalne oraz roczne. Ceny transakcyjne na giełdzie wyznaczane są jako ceny równowagi pomiędzy zgłaszanymi niezależnie przez Członków Giełdy zleceniami sprzedaży i kupna energii elektrycznej. W 2007 r. za pomocą TGE sprzedane zostało 2% wytworzonej w kraju energii elektrycznej. Na podstawie informacji uzyskanych od TGE wielkość obrotu energią elektryczną w 2008 r. pozostała na poziomie zbliżonym do wartości z 2007 r. Natomiast w 2009 r. szacunkowy udział TGE mierzony zużyciem energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przekroczył 3%, do czego przyczyniło się dodatkowo uruchomienie wraz z końcem 2008 r. rynku terminowego energii elektrycznej. W chwili obecnej na polskim rynku działają dwie platformy internetowe, przy wykorzystaniu których w 2007 r. zostało sprzedane 4% energii elektrycznej. Pierwsza z nich, Kantor Energii, jest elektronicznym systemem handlu energią elektryczną w formie notowań ciągłych na wszystkie 24 godziny dostawy, na "dzień do przodu" lub "dwa dni do przodu". Kantor Energii, działając na zasadzie analogicznej do kantorów walut, kupuje i sprzedaje energię poszczególnym uczestnikom rynku. Wszystkie transakcje kupna i sprzedaży zawierane są pomiędzy uczestnikami a Kantorem poprzez wybranie przez klienta rodzaju transakcji, godziny dostawy i akceptację oferowanej przez niego ceny. Natomiast druga z nich, nazwana Platformą Obrotu Energią Elektryczną umożliwia zakup i sprzedaż energii elektrycznej za pośrednictwem internetowej tabeli ofert, z możliwością zawierania kontraktów na rynku terminowym oraz dobowo-godzinowym. Poszczególni uczestnicy rynku mogą umieszczać na niej swoje oferty zakupu i sprzedaży energii Rynek Bilansujący Podmiotem zarządzającym rynkiem bilansującym jest OSP, a jego rola polega na zakupie bądź sprzedaży energii bilansującej w celu zrównoważenia popytu i podaży energii na rynku tak, aby w ostatecznym rozrachunku energia wytworzona była równa energii pobranej. Zapotrzebowanie na energię elektryczną przez odbiorców zmienia się w czasie (w ciągu doby, w poszczególnych dniach, tygodniach, miesiącach i sezonach) i zależy od szeregu mniej lub bardziej przewidywalnych czynników. Wpływ na ilość zużywanej w danej chwili energii mają m.in. czynniki pogodowe, takie jak temperatura i zachmurzenie (warunkują działanie klimatyzacji czy ogrzewania). Konsekwencją wspomnianej zmienności zapotrzebowania na energię są trudności w sporządzeniu precyzyjnej prognozy jej zużycia przez poszczególnych odbiorców. Z drugiej strony prognoza ta jest niezbędna dla ustalenia wielkości produkcji poszczególnych wytwórców energii. W praktyce umowy zakupu energii na rynku konkurencyjnym określają ilości energii, która zostanie pobrana w poszczególnych godzinach kolejnych dni, których dotyczy umowa. Ilości energii potrzebnej odbiorcom w każdej godzinie określane są na podstawie sporządzanych przez nich prognoz zapotrzebowania na energię. Opisana powyżej procedura zakupu energii dotyczy odbiorców którzy kupują energię na rynku konkurencyjnym i są uczestnikami rynku bilansującego (odbiorcy energii elektrycznej- URB O ) 20. Można powiedzieć, że URB O zamawiają w ten sposób z 20 Odbiorcy energii elektrycznej (URB O ), w tym: (2.1) Odbiorcy końcowi energii elektrycznej (URB OK ) podmioty pobierające energię elektryczną na własny użytek, których instalacje są przyłączone do sieci objętej obszarem Rynku Bilansującego (nazywane również Odbiorcami końcowymi ). (2.2) Odbiorcy sieciowi (URB SD ) podmioty pełniące na obszarach sieci poszczególnych Operatorów Systemów Dystrybucyjnych funkcje sprzedawcy energii elektrycznej odbiorcom w gospodarstwach domowych, niekorzystającym z prawa wyboru sprzedawcy. 68

69 wyprzedzeniem potrzebną dla siebie ilość energii. URB O płacą za zakupioną (zamówioną) energię bez względu na to, jaką jej część faktycznie wykorzystają. Gdy sporządzona prognoza okaże się nietrafiona, w chwili faktycznego poboru energii URB O znajdzie się w sytuacji braku energii (tzw. niedokontraktowanie ) lub posiadania nadwyżki kupionej wcześniej energii (tzw. przekontraktowanie ). Zarówno w jednym, jak i drugim przypadku URB O nie zostanie oczywiście pozbawiony dostawy energii, a dobilansowanie" potrzeb URBo nastepuje poprzez obowiązkowy udział w rynku bilansującym. W pierwszym przypadku, brakująca ilość energii zostanie przez URB O dokupiona na rynku bilansującym. Analogicznie w sytuacji przekontraktowania, nadwyżka kupionej energii zostanie odsprzedana na tymże samym rynku bilansującym. W przypadku gospodarstw domowych oraz odbiorców kupujących energię na rynku regulowanym, konsekwencje niedokładnej prognozy poboru energii ponosi sprzedawca lub dystrybutor energii, co ma oczywiście swoje odbicie w cenie energii. Odbiorca końcowy płaci jedynie za pobraną energię, zaś w przypadku odbiorców nie będących gospodarstwami domowymi, za przekroczenie określonego poziomu mocy elektrycznej. Funkcjonowanie rynku bilansującego możliwe jest m.in. dzięki zdolności niemalże natychmiastowego zwiększenia lub zmniejszenia produkcji energii elektrycznej przez jej wytwórców. Ceny energii kupowanej i odsprzedawanej przez odbiorców na rynku bilansującym są odpowiednio wyższe i niższe od średnich cen rynkowych. W obydwu przypadkach są to więc transakcje niekorzystne dla URB O. W celu minimalizacji wolumenu transakcji na rynku bilansującym, klienci kupujący energię na rynku konkurencyjnym starają się sporządzać możliwie najdokładniejsze prognozy jej zużycia. Poza OSP, w działaniach bilansujących i dostosowawczych biorą udział uczestnicy rynku bilansującego (URB). Każdy z nich ma przyporządkowaną jedną lub wiele jednostek grafikowych (JG), które są podstawowym obiektem rynku bilansującego, zdefiniowanym poprzez zbiór Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB). Zadaniem URB jest realizacja wszystkich funkcji operacyjnych związanych z udziałem w rynku bilansującym. Dotyczy to przede wszystkim zgłaszania umów sprzedaży energii i ofert bilansujących (sprzedawca) oraz wymiany informacji ruchowych i danych pomiarowo-rozliczeniowych (OSD). Operatorzy systemów dystrybucyjnych uczestniczą w administrowaniu tym rynkiem w zakresie ilości energii przypisanych do MB z obszaru zarządzanej przez nich sieci, oraz jako podmioty będące URB w zakresie zakupu energii na pokrycie strat oraz potrzeb własnych w sieci dystrybucyjnej, w tym strat handlowych i bilansowych. Mechanizm bilansujący umożliwia także grupowanie użytkowników systemu przyłączonych do sieci dystrybucyjnych (tzw. uczestników Rynku Detalicznego URD). W ramach zaimplementowanego mechanizmu użytkownik systemu będący Uczestnikiem Rynku Detalicznego jest bilansowany handlowo na rynku bilansującym przez URB, który pełni dla tego URD funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB). W tworzeniu struktury podmiotowej bilansowania handlowego na RB uczestniczą OSD. W ramach tego zadania poszczególni URB uzyskują możliwość prowadzenia bilansowania handlowego na obszarze sieci danego OSD. W tym celu do JG odbiorczej (JGO) danego URB są włączane odpowiednie MB (MBo i MBw), poprzez które są reprezentowani URD bilansowani handlowo przez tego URB. Z założenia wszyscy URD z obszaru sieci danego OSD muszą być przyporządkowani do zdefiniowanych dla tego obszaru MB poszczególnych URB. Zmiany przyporządkowania URD do poszczególnych URB odbywają się poza strukturą obiektową RB, tzn. nie wymagają ingerencji w definicje obiektów na RB (MB lub JG). Skutkują one jedynie zmianami ilości dostaw energii dla poszczególnych MB odpowiadającymi zmianom w zakresie URD reprezentowanych w tych MB. W ramach bilansowania handlowego na RB, poszczególni OSD administrują, w ramach obszaru swojej sieci, procesem wyboru sprzedawcy przez odbiorców energii elektrycznej oraz wyboru podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie (URB) przez wytwórców energii elektrycznej. W ramach tego zadania są tworzone i uaktualniane powiązania pomiędzy URD oraz reprezentującymi ich URB na RB, którzy to URB realizują dla poszczególnych URD funkcje bilansowania handlowego na RB. Z perspektywy funkcjonowania rynku detalicznego, URD typu odbiorcy energii mogą być przyporządkowani do: 69

70 URB, który jest jednocześnie sprzedawcą dla tych URD, albo URB, który pełni funkcje podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie dla sprzedawcy tych URD. OSD realizują także zadania związane z przetwarzaniem danych pomiarowych z obszaru swoich sieci. W ramach tego zadania OSD przekazują: do OSP dane dotyczące zagregowanych ilości dostaw energii w MB, poprzez które są reprezentowani URD, z obszaru jego sieci, w ramach JG poszczególnych URB. do odpowiednich URB (lub reprezentujących ich OR) dane dotyczące ilości dostaw energii poszczególnych URD przyporządkowanych tym URB (w przypadku, gdy URB nie jest jednocześnie sprzedawcą może nie być konieczne przekazywanie danych w podziale na URD wystarczające mogą być dane zagregowane dla poszczególnych sprzedawców; dane indywidualne dotyczące poszczególnych URD będą przekazywane do sprzedawcy). Przekazywane dane pomiarowe z obszaru sieci poszczególnych OSD muszą być danymi godzinowymi, odzwierciedlającymi ilości energii odebranej lub dostarczonej do sieci przez poszczególnych URD w każdej godzinie doby. Dane te mogą pochodzić z rzeczywistych, godzinowych pomiarów odebranej energii elektrycznej lub mogą być określane na podstawie standardowych profili zużycia energii elektrycznej. W przypadku zastosowania profili zużycia energii elektrycznej nie ma możliwości wyznaczenia rzeczywistych przepływów godzinowych tak, jak w przypadku odczytów z liczników elektronicznych, rejestrujących godzinowe zużycie energii każdego odbiorcy. Zastosowanie profili jest tylko estymacją rzeczywistego zużycia, które może znacznie się różnić np. w zależności od warunków pogodowych, zdarzeń społecznych. Brak godzinowej rejestracji pomiarów odebranej energii elektrycznej przez URD jest także jedną z barier w procesie zmiany sprzedawcy energii elektrycznej. Przejawia się to brakiem konkurencyjnych ofert dla odbiorców ze strony sprzedawców Opis sytuacji na rynku energii elektrycznej Rynek hurtowy Jak wynika z raportu prezesa URE za rok 2008, w roku tym znaczące efekty odniosła realizacja rządowego Programu dla Elektroenergetyki w części dotyczącej konsolidacji pionowej przedsiębiorstw energetycznych. Skutkiem tego projektu jest podmiotowa struktura podażowej strony rynku. Sytuacja gospodarcza w kraju, skutkująca wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną, spowodowała, że rynek energii elektrycznej w 2008 r. miał charakter rynku dostawcy, przy niewielkiej aktywności odbiorców. W sektorze wytwarzania wskaźnik koncentracji HHI 22 wzrósł w odniesieniu do mocy zainstalowanej netto, natomiast zmalał w odniesieniu do produkcji energii elektrycznej netto. Na niezmiennym poziomie pozostała liczba wytwórców, którzy dysponują przynajmniej 5% udziałem w rynku. 21 Na postawie Raportu Rocznego Prezesa URE, Wskaźnik Herfindahla-Hirschmana (HHI) jest miarą koncentracji rynku i określa szacunkowy poziom zagęszczenia w danej branży oraz poziom konkurencji na danym rynku. Jest to koncepcja ekonomiczna szeroko stosowana w prawie antymonopolowym. W teoretycznej ekonomii HHI jest zdefiniowane jako suma kwadratów udziałów w sprzedaży wszystkich przedsiębiorstw działających na rynku. Wartość tego wskaźnika może znajdować się w zakresie od 1/n (gdzie n to liczba przedsiębiorstw na danym rynku), w przypadku konkurencji doskonałej, do 1 w przypadku monopolu. Spadek indeksu Herfindahla-Hirschmana implikuje spadek siły producentów i wzrost konkurencyjności, a wzrost indeksu analogicznie odwrotnie. 70

71 Tabela 6 Sprzedaż energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa wytwórcze na rynku hurtowym Lata Sprzedaż energii elektrycznej PGE S.A. (dawne PSE S.A.) 1) PO, SD 2) Odbiorcy końcowi umowy sprzedaży umowy kompleksowe Rynek giełdowy Rynek bilansujący Pozostała sprzedaż 3) [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [%] [%] [%] [%] ,5 31,78 58,21 2,61 0,76 0,35 6,22 0, ,2 7,76 83,51 0,78 0,91 0,25 6,66 0,13 1) KDT w 2007 r. i w I kwartale 2008 r., 2) przedsiębiorstwa obrotu, do 1 lipca 2007 r. spółki dystrybucyjne, 3) zagranica i dystrybutorzy lokalni. Źródło: Dane ARE S.A. Na rynku hurtowym handel energią elektryczną cechował się dużą koncentracją, szczególnie wewnątrz skonsolidowanych pionowo grup energetycznych. Wskaźnik koncentracji HHI wzrósł przy niezmienionej liczbie przedsiębiorstw dysponujących przynajmniej 5% udziałem. Prawie 90% energii elektrycznej sprzedanej przez wytwórców systemowych trafiło do przedsiębiorstw obrotu w ramach kontraktów dwustronnych, pozostała część była realizowana (do końca pierwszego kwartału 2008 r.) w ramach kontraktów długoterminowych, śladowa ilość energii elektrycznej została sprzedana na giełdzie energii. Sprzedaż energii na rynku bilansującym (w tym na potrzeby zapewnienia bezpieczeństwa pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego), kształtowała się na poziomie niewiele wyższym niż w 2007 r. W elektroenergetyce nie nastąpiły znaczące zmiany zdolności przesyłowych w przepustowości połączeń międzysystemowych. Na wielkość wymiany transgranicznej mają wpływ bariery techniczne, takie jak: niewystarczające zdolności przesyłowe na połączeniach synchronicznych z sąsiadującymi krajami, zwiększające się z roku na rok przepływy kołowe energii elektrycznej pochodzącej z generacji wiatrowej w północnych Niemczech oraz uwarunkowania gospodarcze, takie jak: skutki kryzysu finansowego w Europie odczuwalne już w drugiej połowie 2008 r., czy kurs polskiej waluty wobec euro. Nie występują natomiast ograniczenia wynikające z dyskryminacyjnych zasad alokacji zdolności przesyłowych, czy też z braku właściwych środków nadzoru nad działaniami operatora systemu przesyłowego. 1 kwietnia 2008 r. zostały rozwiązane długoterminowe kontrakty na zakup mocy i energii, a energia z tych kontraktów trafiła na rynek. Nie zwiększyła ona jednak płynności giełdowego obrotu, gdyż praktycznie całość energii elektrycznej została sprzedana w kontraktach dwustronnych. Wolumen giełdowego obrotu energią stanowi ok. 1,8% całości energii sprzedanej odbiorcom końcowym. Na giełdzie nie były zawierane transakcje terminowe. Mimo porównywalnego do giełdy wolumenu energii będącej przedmiotem obrotu na platformach obrotu, nie są one objęte nadzorem regulatora rynku (brak rejestracji takich platform), stąd też możliwości ich stałego monitorowania są ograniczone. W celu poprawy sytuacji na hurtowym rynku energii elektrycznej (przeciwdziałanie negatywnym skutkom konsolidacji pionowej), a także mając na celu dalszą integrację rynków krajowych, zostały podjęte i wdrożone działania legislacyjne w kierunku administracyjnego wsparcia publicznych form obrotu energią, w tym obrotu na giełdzie (zmiany ustawy Prawo Energetyczne, które weszły w życie 11 marca 2010 r. Zmiany wynikają z ustawy z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy Prawo Energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2010 r. Nr 21, poz. 104). 71

72 Rys. 4 Sprzedaż energii na rynku hurtowym) za lata [TWh] (źródło: cire.pl; dane liczbowe zawiera Tabela 7) Tabela 7 Sprzedaż energii na rynku hurtowym za lata [TWh] (Źródło: CIRE) 2007 [TWh] 2008 [TWh] '08/'07 [%] Przedsiębiorstwa Wytwórcze 142,1 134,7 94,8 z własnej produkcji w tym 133,5 128,3 96,1 energia z wysokosprawnej kogeneracji energia odnawialna 12,8 17,9 139,8 1,6 2,5 156,3 eksport 0,1 0 6,0 Przedsiębiorstwa Obrotu, w tym 134, ,3 PO / SD 21,4 17,4 81,3 eksport 4,8 3,5 72, Rynek detaliczny W ostatnich latach na polskim rynku energii elektrycznej miały miejsce znaczące zmiany. W roku 2008 uwolnione zostały ceny energii dla odbiorców komercyjnych (przemysłowych). Równocześnie ceny energii dla gospodarstw domowych (grupa taryfowa G) pozostały regulowane, tzn. sprzedawcy mieli obowiązek przedkładania taryf dotyczących grupy taryfowej G do zatwierdzenia przez prezesa URE. Wyjątek od tej reguły stanowią Vattenfall Sales Poland i RWE Polska, które nie przekładają od 2007 taryf do zatwierdzenia. URE przegrał w apelacji, 72

73 rozpoczęte w 2007 r., procesy w sprawie obowiązku przedstawiania przez firmy do zatwierdzenia cen energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych. Tabela 8 Sprzedaż energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa wytwórcze na rynku detalicznym Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowych na rynku detalicznym. Ogółem Odbiorcy końcowi posiadający umowy kompleksowe Odbiorcy końcowi korzystający z TPA Odbiorcy końcowi elektrowni Odbiorcy końcowi przedsiębior stw obrotu Odbiorcy końcowi A B C G Rok 2007 GWh % 100,00 88,81 4,30 4,68 2,21 16,54 34,77 20,75 27,90 Rok 2008 GWh % 100,00 86,09 9,38 2,12 2,42 13,10 35,56 21,96 29,35 Dynamika 100,86 97,77 219,85 45,68 110,37 77,41 99,98 103,45 102,88 rok 2007=100 Źródło: p://lex.pl/serwis/mp/2009/0771 Największy udział w rynku miało 14 spółek obrotu wydzielonych ze skonsolidowanych pionowo spółek dystrybucyjnych. Spółki te sprzedały ponad 91% energii. Pozycja trzech największych sprzedawców, w zakupach energii przeznaczonej dla poszczególnych grup odbiorców, nie uległa zasadniczym zmianom w stosunku do poprzedniego roku. Dynamika sytuacji na hurtowym rynku, a także zamykanie obrotu energią wewnątrz grup kapitałowych, miało wyraźny skutek na rynku detalicznym. Przejawem tego była stagnacja w pozyskiwaniu nowych odbiorców, a brak konkurencyjnych ofert sprzedaży nie aktywizował samych odbiorców. W konsekwencji tylko niewielu z nich skorzystało z prawa wyboru sprzedawcy i to pomimo znacznego uproszczenia procedur zmiany sprzedawcy. Barier rozwoju zasady TPA należy poszukiwać przede wszystkim w rynku hurtowym oraz praktyce postępowania operatorów systemów dystrybucyjnych w relacjach ze sprzedawcami energii elektrycznej, której przejawem są postanowienia generalnych umów dystrybucyjnych. Średnioroczny wzrost cen energii elektrycznej w 2008 r., w porównaniu do 2007 r., wyniósł 28%, natomiast w ujęciu IV kwartał do okresu analogicznego 34,6%. Największy wzrost dotyczył małych przedsiębiorstw przyłączonych na niskim napięciu, który wyniósł odpowiednio 32% i 43%, natomiast najmniejszy był dla odbiorców w gospodarstwach domowych 17% i 22%. W przypadku dystrybucji energii stawki opłat wzrosły średnio o 6% w stosunku do poprzedniego roku natomiast w porównawczym ujęciu IV kwartałów było to 5,4%. Odbiorca w relacji z przedsiębiorstwem energetycznym pozostawał i nadal pozostaje zdecydowanie na słabszej pozycji, dlatego też w ramach struktury i kompetencji URE, aktywnie działa Rzecznik Odbiorców Paliw i Energii. Zakres pomocy udzielanej odbiorcom przez Rzecznika sprowadza się do przekazywania wiedzy niezbędnej do podejmowania działań w ramach obowiązujących przepisów Prawa Energetycznego, pomocy przy zakwalifikowaniu sprawy, jako np. cywilnoprawnej lub skierowania jej do właściwych organizacji konsumenckich. W 2008 r. do Rzecznika wpłynęło ponad trzykrotnie więcej skarg niż w 2007 r. Wynikało to z dużej zmienności okoliczności i warunków funkcjonowania rynku energii (np. restrukturyzacja, ceny). Skargi dotyczyły głównie kwestii rozliczeń taryfowych, spraw związanych z przyłączeniami do sieci oraz nielegalnego poboru. Promowanie konkurencji jest obok regulacji gospodarki paliwami i energią podstawowym celem działania Prezesa URE, jednakże znakomita większość przyznanych mu kompetencji dotyczy drugiego z tych zadań. Dlatego też wiele działań podejmowanych przez 73

74 Prezesa URE na rzecz promowania konkurencji, zaliczyć należy do kategorii tzw. miękkich, do których podjęcia Prezes URE nie jest zobowiązany wprost, ale które ocenia jako konieczne dla realizacji celu. Rok 2008 był okresem wzmożonej aktywności informacyjno-promocyjnej urzędu. Prezes URE rozpoczął i kontynuuje zróżnicowane działania adresowane do gospodarstw domowych. Przez cały 2008 r. URE prowadziło kampanię edukacyjną kierowaną, z jednej strony do indywidualnych odbiorców energii w tym po raz pierwszy także do młodzieży, z drugiej zaś do usytuowanych na szczeblach lokalnych, powiatowych i miejskich, rzeczników konsumentów. Pod koniec 2008 r. Prezes URE powołał nową inicjatywę Strefa Odbiorcy która, gromadząc przedstawicieli konsumentów, urzędów państwowych oraz firm działających na rynkach energii elektrycznej, gazu i ciepła, ma za zadanie wspólne rozwiązywanie problemów zgłaszanych przez odbiorców oraz wypracowanie standardów dobrych praktyk na rynku energii. Przyczyną stagnacji na rynku detalicznym jest przede wszystkim brak aktywności ze strony przedsiębiorstw energetycznych, co jest spowodowane sytuacją na rynku hurtowym oraz niedostateczna wiedzą odbiorców w zakresie ich praw i obowiązków na uwolnionym rynku energii. W ocenie regulatora najbardziej skutecznym rozwiązaniem w horyzoncie krótkoterminowym jest zwiększenie kompetencji Prezesa URE w zakresie monitorowania rynku i promowania konkurencji na rynku, co zostało zaproponowane przez grupę roboczą, w której pracach udział brali przedstawiciele różnych organów państwa Wnioski: ogólny stan rynków Proces konsolidacji pionowej sektora energii elektrycznej w Polsce spowodował powstanie ograniczonej liczby grup energetycznych o bardzo dużej sile rynkowej. Niemal cały wolumen energii elektrycznej jest sprzedawany w kontraktach dwustronnych. Uwolnienie energii elektrycznej z kontraktów długoterminowych nie przyniosło oczekiwanych rezultatów w postaci zwiększenia konkurencji, wzrostu płynności i przejrzystości rynku. Również konkurencja sprzedawców na rynku detalicznym jest nadal ograniczona. Różnice w cenach przedsiębiorstw handlowych nie są na tyle atrakcyjne, aby zachęcić odbiorców do zmiany sprzedawcy. Zwiększenie transgranicznego handlu energią wymaga poważnych inwestycji i będzie łatwiejsze z chwilą wprowadzenia w pełni skoordynowanego mechanizmu zarządzania ograniczeniami w regionach. Pozwoli to na bardziej efektywne wykorzystanie istniejących zasobów sieci przesyłowej z korzyścią dla uczestników rynku, a także powinno przyczynić się do harmonizowania planowania rozwoju europejskich sieci przesyłowych Infrastruktura W odniesieniu do infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej Prezes URE dysponuje narzędziem regulacji w formie obowiązku uzgadniania z nim przez OSD i OSP projektów planów rozwoju inwestycji sieciowych. Ta procedura pozostaje w ścisłym związku z wydawaniem decyzji w sprawie zatwierdzenia taryf w elektroenergetyce czy gazownictwie, a także pozwala na weryfikację planowanych nakładów pod kątem możliwości ich sfinansowania ze środków pobieranych od odbiorców (możliwości płatnicze odbiorców). W 2008 r. wobec 14 elektroenergetycznych OSD obowiązywały uzgodnienia z 2007 r. Pod koniec roku trzech OSD zaproponowało Prezesowi URE zmiany, które zostały uwzględnione w bieżącym roku. Przy kalkulacji taryf OSD na 2009 r. przyjęto założenie, że łączne nakłady modelowe na ten rok wzrosną w stosunku do 2008 r. o 12,6%. Obowiązująca wersja projektu planu rozwoju Polskich Sieci Elektroenergetycznych Operator S.A. (OSP) na lata została opracowana 2006 r. Z powodu ujęcia zamierzeń inwestycyjnych w sposób szczegółowy jedynie dla okresu , uzgodnienia dotyczyły wyłącznie tego okresu. Dla wskazano jedynie kierunki inwestowania. W 2008 r. nie były dokonywane zwolnienia przedsiębiorstw energetycznych z obowiązków świadczenia usług TPA przy wykorzystaniu nowej infrastruktury sieciowej w trybie art. 7 rozporządzenia 1228/2003 oraz dyrektywy 2003/54/EC dla energii elektrycznej, ani też w trybie art. 16 rozporządzenia 1775/2005 Parlamentu Europejskiego i Rady oraz art

75 dyrektywy 2003/55/WE dla paliw gazowych. W 2008 r. nie nastąpiły zmiany w zakresie połączeń międzysystemowych z innymi krajami. Usuwanie ograniczeń przesyłowych na połączeniach synchronicznych z krajami UE odbywa się na zasadach rynkowych w trybie skoordynowanych przetargów. Udostępnianie eksportowych i importowych zdolności przesyłowych odbywa się i jest zarządzane przez PSE Operator S.A. na aukcjach rocznych, miesięcznych i dobowych. Ze względu na niski poziom rezerw mocy w KSE, który uniemożliwiał usuwanie ograniczeń przesyłowych, a także ze względu na rosnące co roku przepływy kołowe z obszaru Niemiec (skutek dynamicznego rozwoju generacji wiatrowej), wyznaczone dla aukcji rocznej zdolności przesyłowe wyniosły 0 MW. Było to spowodowane przyjęciem dużego marginesu bezpieczeństwa przesyłu (TRM Transmission Reliability Margin). Powyższa sytuacja świadczy o potrzebie wyraźnie odczuwanej przez uczestników rynku rozbudowy połączeń międzysystemowych w celu zwiększenia handlu energią. Ze względu na to, że proces inwestycyjny jest zwykle długotrwały, priorytetem staje się bardziej efektywne wykorzystanie istniejącej infrastruktury. Jest to możliwe przy współpracy wszystkich stron, co jest realizowane w ramach Inicjatyw Regionalnych ERGEG. Ta wspólna praca powinna doprowadzić do uruchomienia w pełni skoordynowanych aukcji na moce przesyłowe w regionie Europy Środkowo-Wschodniej (CEE) od początku 2010 r. oraz wyznaczania tych zdolności z uwzględnieniem rzeczywistych przepływów energii w sieci (flow based methods) Regulacja, unbundling Obowiązki i kompetencje Prezesa URE są związane z polityką, jaką prowadzi państwo wobec szeroko pojętej energetyki oraz z wymaganiami zewnętrznymi (obowiązek dostosowania prawa polskiego do prawa Unii Europejskiej). Działania podejmowane przez organ regulacyjny polegają na wypełnieniu celu wytyczonego przez ustawodawcę, a zmierzającego do tworzenia warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji, przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli, uwzględniania wymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynikających z umów międzynarodowych oraz równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii. Ustawa Prawo Energetyczne była już kilkadziesiąt razy nowelizowana, co w konsekwencji powodowało zwiększenie katalogu zadań, których realizacja przypisana jest Prezesowi URE. Pełny katalog zadań, realizowanych przez Prezesa URE obejmuje kompetencje wynikające z art. 23 ust. 2 Prawa Energetycznego oraz przepisów pięciu odrębnych ustaw. Do nowych zadań, których realizacja nastąpiła od 2008 r. należą obowiązki wynikające z ustawy o rozwiązaniu KDT, ustawy o zapasach oraz ustawy o biopaliwach. Kompetencje Prezesa URE w zakresie nakładania sankcji wynikają z art. 56 u Prawo Energetyczne. Dotyczą one braku wykonywania obowiązków nałożonych na uczestników rynku przez ustawę oraz przepisy prawa wspólnotowego. Kara pieniężna może zostać nałożona na przedsiębiorstwo energetyczne, a dodatkowo na kierownika przedsiębiorstwa energetycznego. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego odpowiada za bezpieczeństwo pracy systemu. W tym celu dysponuje pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz dokonuje zakupów energii od wytwórców w celu zbilansowania chwilowego zapotrzebowania z produkcją energii. Powyższe działania są wykonywane w każdej dobie, jako element planowania oraz prowadzenia pracy systemu. Jednocześnie OSP prowadzi centralny mechanizm rozliczeń za niezbilansowanie, ustalając tym samym zasady uczestnictwa w rynku bilansującym i warunki współpracy pomiędzy OSP i uczestnikami rynku. Mechanizm bilansowania umożliwia prowadzenie rynku w trybie dnia następnego (day ahead market), a także organizację wymiany międzysystemowej. Rynek śróddzienny (bieżący rynek energii elektrycznej - intra day market) został uruchomiony w grudniu 2009 r. Zakres informacji udostępnianych uczestnikom rynku jest dość duży, choć nadal wymaga rozszerzenia zgodnie z Raportem ds. Przejrzystości Informacji (Transparency Report) opracowanym przez regulatorów skupionych w Inicjatywach Regionalnych ERGEG. Rozszerzony katalog informacji jest publikowany po zmianie zasad bilansowania systemu od 1 stycznia 2009 r. Giełda energii elektrycznej jest podmiotem 75

76 niezależnym od OSP, niemniej zasady jej działania są ściśle powiązane z zasadami bilansowania systemu. Realizacja unbundlingu (rozdzielenia działalności operatorskiej i handlowej) w Polsce następowała stopniowo. Ostatecznie proces przekształceń prowadzący do uzyskania niezależności OSD i tym samym spełnienia wymogów formalnoprawnych został zakończony pod koniec 2008 r. Od 1 stycznia 2009 r. wszyscy wydzieleni prawnie OSD na mocy decyzji Prezesa URE posiadają status OSD obowiązujący do końca okresu ważności koncesji na dystrybucję energii elektrycznej. W Polsce funkcjonuje jeden OSP PSE Operator S.A. który jest jednoosobową spółką Skarbu Państwa i właścicielem majątku przesyłowego. Ponadto funkcjonuje 20 OSD, w tym 14 wydzielonych prawnie z dawnych spółek dystrybucyjnych oraz sześciu tzw. operatorów lokalnych, wobec których zastosowano zasadę odbiorców. Większość wydzielonych prawnie operatorów funkcjonuje w ramach pionowo zintegrowanych grup kapitałowych, nad którymi nadzór właścicielski sprawuje Skarb Państwa (pośrednio przez spółki holdingowe lub spółki matki będące jego własnością). Jedynie w przypadku dwóch OSD ich właścicielami są spółki, w których głównymi akcjonariuszami są firmy zagraniczne. Proces uzyskiwania przez operatorów dystrybucyjnych pełnej niezależności przebiega powoli. Niewątpliwym tego powodem jest pozostawanie operatorów w strukturach pionowo zintegrowanych grup kapitałowych, gdzie zapewnienie niezależności operatora nie sprzyja realizacji celu maksymalizacji korzyści grupy. W ocenie regulatora operatorzy powoli, ale jednak skutecznie, uświadamiają sobie, jak ważną rolę odgrywać powinni w zapewnieniu równego traktowania użytkowników systemu elektroenergetycznego i realizacji zasady równego dostępu do sieci wszystkich uczestników rynku Bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej i paliw gazowych Dla zapewnienia potrzebnego poziomu inwestycji w nowe moce wytwórcze w 2006 r. został przyjęty rządowy Program dla Elektroenergetyki, zakładający m.in. konsolidację pionową w sektorze. Miała ona na celu wzrost wartości przedsiębiorstw energetycznych, który umożliwi realizację inwestycji. Bodźcem dla planowania nowych inwestycji stały się również uzgodnienia w sprawie pakietu energetyczno-klimatycznego. Efektem tych działań są wnioski o przyłączenie złożone do OSP, które obejmują znaczne nowe moce wytwórcze. Zgodnie z Polityką Energetyczną Polski do 2030 r., krajowa elektroenergetyka powinna opierać się głównie na węglu, przy uwzględnieniu w horyzoncie średniookresowym energetyki jądrowej. Zamierzenia inwestycyjne to również efekt przewidywanego wzrostu zapotrzebowania na energię i moc szczytową. Niezależność własnościowa OSP spowodowała przygotowanie ekspansywnych planów inwestycyjnych dla infrastruktury sieciowej, co wiąże się z istotnym wzrostem planowanych nakładów. Obejmują one również połączenia międzysystemowe, w tym na granicy z Litwą oraz z Niemcami, będące w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej. Realizacja inwestycji sieciowych jest jednak hamowana barierami natury administracyjnej (uzyskanie pozwoleń na budowę), a także związanych z pozyskaniem gruntów pod realizację tych inwestycji. W 2008 r. zużycie energii elektrycznej w ujęciu średnim rok do roku wrosło o 0,5%. Jednocześnie zmalała produkcja energii elektrycznej o 2,5%. W 2008 r. średnie roczne zapotrzebowanie na moc wyniosło MW i wzrosło o 0,2% w stosunku do 2007 r., natomiast maksymalne zapotrzebowanie wyniosło MW i wzrosło w porównaniu do 2007 r. o 2,1%. Natomiast w wymianie międzysystemowej nastąpił spadek fizycznego eksportu energii elektrycznej o ponad 25%, przy zwiększonym o ponad 16% imporcie. Krajowa strategia bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych polega na dywersyfikacji źródeł dążenie do zrównoważenia dostaw ze wschodu zwiększonym wolumenem importu gazu z północy, a także na rozbudowa pojemności magazynowych i wzrost wydobycia krajowego. Dla jej realizacji planowana jest budowa terminalu gazu skroplonego w Świnoujściu, którego uruchomienie spodziewane jest w czerwcu 2014 r. oraz realizacja nowego połączenia zapewniającego dostęp do złóż norweskich: udział w konsorcjum Skanled oraz budowa gazociągu Baltic Pipe. W 2008 r. sprawność systemu przesyłowego, dystrybucyjnego i podziemnych magazynów gazu nie budziła zastrzeżeń. Stan techniczny gazociągów 76

77 przesyłowych należy uznać za względnie dobry, a ich rozbudowa i wysokie tzw. rezerwowanie (dublowanie) gazociągów zasilających umożliwia przesyłanie paliwa do ważnych odbiorców z różnych punktów systemu przesyłowego. W ocenie URE jest to bardzo ważna cecha systemu przesyłowego, która pozwala na elastyczność w reagowaniu na potrzeby zamawiających usługę przesyłową, a także przyczynia się do zapewnienia stabilności ruchu sieciowego w sytuacji występowania zakłóceń w dostawach paliwa gazowego. Jednocześnie operator systemu przesyłowego gazu ziemnego (OPG Gaz-System S.A.) kontynuował prace mające na celu rozbudowę sieci, szczególnie w regionach, gdzie występują ograniczenia przepustowości. W 2008 r. zainicjowane zostały przez Gaz-System S.A. prace zmierzające do zbadania możliwości budowy interkonektorów na połączeniach z: Danią, Litwą, Niemcami i Czechami, w ramach procedury Wstępne Badanie Rynku (Market Screening). Wyniki tego badania były podstawą do uruchomienia Procedury Open Season w 2009 r Wnioski z Raportu Rocznego Prezesa URE za rok 2008 Sytuacja na rynku energii elektrycznej bardzo powoli zmienia się w kierunku konkurencji. Na mocy ustawy rozwiązano kontrakty długoterminowe, Prezes URE zwolnił przedsiębiorstwa z obowiązku zatwierdzania taryf w obrocie dla odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi. W ramach skonsolidowanych kapitałowo grup energetycznych trwają procesy restrukturyzacyjne i przygotowanie do prywatyzacji. Ugruntowuje się unbundling. OSP (PSE Operator S.A.) podejmuje działania inwestycyjne na rzecz bezpieczeństwa funkcjonowania KSE i zwiększenia ilości i zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych. Jednak konkurencja sprzedawców na rynku detalicznym jest nadal ograniczona, mimo usilnych starań Prezesa URE o uproszczenie procedur zmiany sprzedawcy i upowszechnianie wśród odbiorców wiedzy o ich prawach jako konsumentów energii. Niezadowalający stan konkurencji na rynku energii wymaga dalszych różnorodnych przedsięwzięć. W związku z powyższym regulator przygotował propozycje zmian ustawie Prawo Energetyczne, które wzmacniają jego kompetencje w obszarze tzw. miękkich działań, bardziej adekwatnych w sytuacji uwolnienia i zniesienia kontroli cen energii na rynku. W ocenie URE pozytywne zmiany w funkcjonowaniu polskiego rynku energii wniesie także trzeci rynkowy pakiet regulacji unijnych. Powołanie na forum unijnym instytucji ds. współpracy regulatorów i instytucji ds. współpracy operatorów obsługujących systemy przesyłowe energii elektrycznej i gazu ziemnego, powinno zintensyfikować proces integracji technicznej i handlowej tych systemów. Harmonizacja zasad funkcjonowania rynków energii elektrycznej i rynków gazu ziemnego oraz wspólne plany inwestycyjne operatorów tych rynków, obejmujące w pierwszej kolejności rynki regionalne działające od 2006 r., przyspieszy tworzenie jednolitego, europejskiego rynku energii. Dzięki tym rozwiązaniom, koncentracja działalności na rynkach krajowych powinna być zneutralizowana poprzez otwarcie krajowych rynków energii elektrycznej i gazu ziemnego na konkurencję zewnętrzną. Szczególnie ważne dla rozwoju konkurencji i poprawy efektywności energetycznej są regulacje związane z możliwością wdrożenia programu inteligentnego opomiarowania. Dzięki jego działaniu odbiorcy energii i gazu będą wiedzieli ile energii zużywają i za co płacą. Będą także świadomi, jak ich działania, w zakresie oszczędności energii, oraz ich decyzje, w zakresie wyboru sprzedawcy energii, wpływają nie tylko na poziom płaconych przez nich rachunków, ale także jak te oszczędności przekładają się na ochronę zasobów energetycznych i walkę ze zmianami klimatu Rządowe Programy Restrukturyzacji Elektroenergetyki-konsolidacja pionowa Polski rynek elektroenergetyki podlega silnym wpływom państwa poprzez strukturę własności oraz regulacje prawne. W latach realizowano kolejno trzy rządowe programy restrukturyzacji sektora elektroenergetyki w Polsce. Były to: Program realizacji polityki właścicielskiej Ministra Skarbu Państwa w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego (przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 28 stycznia 2003 r.), 77

78 Aktualizacja programu realizacji polityki właścicielskiej Ministra Skarbu Państwa w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego (przyjęta przez Radę Ministrów w dniu 7 czerwca 2005 r.), Program dla Elektroenergetyki (przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 27 marca 2006 r.). Jak podkreśla Najwyższa Izba Kontroli w swoim raporcie z 2009 r. Informacja o wynikach kontroli restrukturyzacji elektroenergetyki oraz bezpieczeństwa sieci energetycznych, zmienność koncepcji prezentowanych w tych dokumentach powodowała niemożność długofalowego planowania strategicznego w podmiotach sektora, uniemożliwiała dokończenie rozpoczętych projektów, a także generowała dodatkowe koszty. Program dla elektroenergetyki zakładał dokonanie przekształceń sektora elektroenergetycznego, z uwzględnieniem trwających procesów liberalizacji rynku energii, likwidacji kontraktów długoterminowych oraz obowiązku wyodrębnienia prawnego i funkcjonalnego OSD, działających w strukturach zintegrowanych pionowo. W wyniku realizacji Programu dokonano konsolidacji spółek z udziałem Skarbu Państwa, wydzielenia działalności OSD oraz wydzielenia ze struktury PSE S.A. operatora systemu przesyłowego wraz z majątkiem (jako jednoosobowej spółki Skarbu Państwa). Nie zrealizowano natomiast zakładanych w Programie zmian legislacyjnych dotyczących funkcjonowania rynku elektroenergetycznego oraz założeń prywatyzacyjnych. W ramach konsolidacji spółek sektora elektroenergetycznego, utworzono 4 energetyczne grupy kapitałowe: ENEA SA, ENERGA SA, PGE Polska Grupa Energetyczna SA, Tauron PE SA, obejmujące spółki z podsektorów wytwarzania, obrotu i dystrybucji. Osiągnęły one dominujące pozycje na rynku energii. Na koniec 2007 r. posiadały łącznie MW mocy zainstalowanej, co stanowiło 55 % łącznej mocy zainstalowanej w Polsce. Sumaryczny poziom produkcji energii elektrycznej w grupach MWh stanowił 61 % energii wytworzonej w Polsce. Wolumen sprzedaży ( MWh) stanowił 72 % sprzedaży energii w Polsce. Szczegółowe dane przedstawiono w poniższej tabeli. Tabela 9 Wolumen sprzedaży energii w Polsce (2007 r.) (Źródło: Raport NIK z 2009r.) Konsolidacja, z jednej strony pozwoliła na uzyskanie zdolności rozwojowych (inwestycje), a także potencjalną możliwość wykorzystania efektów skali i synergii, z drugiej strony, powodując jednak ograniczenie konkurencji. Zgodnie z raportem TOE (Rynek Energii elektrycznej w Polsce, stan na dzień 31 marzec 2009 r.), konsolidacja sektora, przeprowadzona w 2007 r., była w roku 2008 jednym z najważniejszych determinantów wzrostu cen energii elektrycznej. Utworzenie nowych podmiotów zmieniło układ sił na rynku energii. Zwiększona koncentracja obrotu w początkowym 78

79 okresie, negatywnie wpłynęła na płynność kontraktacji, ograniczenia pojawiły się szczególnie po stronie podażowej. Należy zwrócić uwagę, że zgodnie z Raportem Prezesa URE, prawie 90% produkcji energii elektrycznej w 2008 r. było sprzedane w kontraktach dwustronnych Bilans energii elektrycznej Jak wynika z bilansu energii elektrycznej w roku 2008 wyprodukowano prawie 5 GWh energii mniej niż w roku Wyraźnie zaznaczył się wzrost udziału OZE w całkowitej produkcji, co jest zgodne z trendem panującym od dziesięciu lat. Równocześnie sprzedaż energii za granicę wyraźnie zmalała na tle wcześniejszych pięciu lat. Jednocześnie zużycie krajowe utrzymało się mniej więcej na stałym poziomie (Tabela 10, Tabela 11, Tabela 12). Tabela 10 Bilans energii elektrycznej (źródło: Insigos Internetowy System Informacji Gospodarczej) Tabela 11 Syntetyczny bilans energii elektrycznej (źródło: Insigos Internetowy System Informacji Gospodarczej) 79

80 Tabela 12 Bilans energii elektrycznej w układzie OECD (źródło: Insigos Internetowy System Informacji Gospodarczej) Wyszczególnienie GWh Produkcja ogółem z tego: elektrownie cieplne zawodowe elektrociepłownie przemysłowe 1) elektrownie wodne przepływowe elektrownie wodne z dopompowaniem 2) elektrownie wiatrowe elektrownie na paliwach odnawialnych 3) Import Eksport Zużycie ogółem Sektor energii zużycie na wsad przemian energetycznych (pompowanie wody w elektrowniach wodnych) zużycie na potrzeby przemian energetycznych z tego: elektrownie cieplne zawodowe elektrociepłownie przemysłowe konwencjonalne elektrownie wodne przepływowe elektrownie wodne z dopompowaniem elektrownie na paliwach odnawialnych 3) kotły ciepłownicze ciepłownie zawodowe ciepłownie niezawodowe koksownie

81 rafinerie brykietownie węgla kamiennego i brunatnego czadnice gazownie odazotownie, rozkładnie, rozprężalnie i mieszalnie gazu pozostałe zużycie w przemysłach energetycznych z tego: przemysł węgla kamiennego przemysł węgla brunatnego przemysł koksowniczy przemysł naftowy przemysł gazowniczy przemysł rafineryjny wytwarzanie i dystrybucja energii elektrycznej wytwarzanie i dystrybucja pary i gorącej wody Straty przesyłu i różnice bilansowe Zużycie finalne ) z wyłączeniem elektrowni biogazowych i na biomasę oraz wodnych, 2) produkcja z wody dopompowanej, 3) biogaz, biomasa itp Problemy polskiego rynku energii elektrycznej Niezależność podmiotów Podstawowym aktem prawnym określającym ramy prawne i instytucjonalne na rynku energii elektrycznej w Polsce jest ustawa Prawo Energetyczne, stanowiąca o kształcie sektora energetycznego 23. Zgodnie z art. 9d Prawa Energetycznego z dniem 01 lipca 2007 r. sprzedaż energii elektrycznej i jej dystrybucja powinny być prowadzone przez oddzielne podmioty. Operator Systemu Dystrybucyjnego musi być pod względem prawnym i funkcjonalnym całkowicie niezależny od wytwarzania energii elektrycznej i obrotu nią. Wszyscy odbiorcy energii elektrycznej łącznie z gospodarstwami domowymi powinni mieć swobodę w wyborze sprzedawcy energii elektrycznej. 23 Dziennik Ustaw z 2006 r. Nr 89 poz

82 Tak jednak nie jest swobodę w wyborze sprzedawcy energii zapewnić może wyłącznie prawidłowo rozwinięty rynek energii elektrycznej, na którym jest wielu wytwórców, dystrybutorów, sprzedawców i odbiorców. Zgodnie z informacjami zawartymi w rozdziale dominującą pozycję na rynku mają przedsiębiorstwa energetyczne funkcjonujące w ramach grup kapitałowych powstałych w wyniku konsolidacji pionowej sektora. Między innymi funkcjonowaniu grup kapitałowych można przypisywać ograniczanie obrotu hurtowego energią wewnątrz grup kapitałowych (ponad 90% obrotu w ramach kontraktów bilateralnych). Miało to wyraźny skutek na rynku detalicznym. Przejawem tego była stagnacja w pozyskiwaniu nowych odbiorców energii elektrycznej przez sprzedawców, jak również brak aktywności samych odbiorców w zmienianiu sprzedawcy ze względu na brak konkurencyjnych ofert sprzedaży na rynku i to pomimo znacznego uproszczenia procedur. Barier rozwoju zasady TPA należy poszukiwać przede wszystkim w rynku hurtowym oraz praktyce postępowania operatorów systemów dystrybucyjnych w relacjach (w ramach grup kapitałowych) ze sprzedawcami energii elektrycznej. W chwili obecnej w Polsce zakończony został proces pełnego wyodrębnienia w ramach grup energetycznych działalności wytwarzania i obrotu od dystrybucji i przesyłu. Tym samym zakłada się, iż operator systemu przesyłowego i operatorzy systemów dystrybucyjnych działający w strukturze przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, są niezależni pod względem formy prawnej i organizacyjnej. Zakłada się również, że są niezależni w podejmowaniu decyzji niezwiązanych z ich podstawową działalnością sieciową. Jednak nie można wykluczyć, iż operatorzy sieci dystrybucyjnych działający w strukturach pionowo zintegrowanych grup energetycznych, mają w dalszym ciągu możliwość i bodźce do dyskryminacyjnego traktowania spółek obrotu będących spoza ich grupy. W celu zapobieżenia takim praktykom OSD mają obowiązek rokrocznie przedstawiać Prezesowi URE sprawozdania z realizacji tzw. programów zgodności (obowiązek ten wynika z art. 9d ust. 5 ustawy Prawo Energetyczne.), co ma zapewnić kontrolę nad stopniem i jakością funkcjonowania zasady TPA w obrębie poszczególnych OSD. Programy zgodności zawierają opisy zadań, jakie należy podjąć w celu zapewnienia niedyskryminacyjnego dostępu do sieci użytkownikom systemu spoza grupy kapitałowej. Operatorzy przesyłają swoje sprawozdania Prezesowi URE do 31 marca każdego roku, a następnie są one ogłaszane w Biuletynie URE. Sprawozdania z realizacji programów zgodności mogą służyć jako skuteczne narzędzie nadzoru nad zapewnieniem równoprawnego dostępu do sieci. W praktyce, jednakże, aby tak się stało, Prezes URE musi mieć w swoich rękach odpowiednie uprawnienia umożliwiające sprawdzanie i co ważniejsze egzekwowanie zawartych w programach zgodności założeń. Podstawowy problem ze sprawozdaniami z realizacji programów zgodności do niedawna polegał na braku przepisów gwarantujących ich przedstawienie Prezesowi URE. Dodatkowo w art. 9d ustawy Prawo Energetyczne dodano ust. 1a jednoznacznie zakazujący operatorom systemów dystrybucyjnych, przesyłowych i połączonych wykonywania działalności gospodarczej związanej z wytwarzaniem lub obrotem energią elektryczną (lub paliwami gazowymi), a także wykonywania tego rodzaju działalności na podstawie umowy na rzecz innych przedsiębiorstw energetycznych. Ponownie za niezastosowanie się do cytowanego przepisu Prezes URE może nałożyć na operatora karę pieniężną. Ostatnią zmianą w tym zakresie, jest zobowiązanie przedsiębiorstw energetycznych wyznaczonych do pełnienia roli operatora systemu elektroenergetycznego, pod groźbą kary pieniężnej, do informowania Prezesa URE o zmianach zakresu wykonywanej działalności gospodarczej oraz powiązań kapitałowych. Pozostałym do rozwiązania problemem jest brak odpowiednich przepisów umożliwiających sprawdzenie kosztów przyjętych do kalkulacji taryf przez OSD pozostających w strukturach zintegrowanego pionowo przedsiębiorstwa. Brak odpowiednich uregulowań zmniejsza szansę na skuteczne wykrywanie wszelkich prób wykorzystania subsydiowania skrośnego, co ma negatywny wpływ na rozwój konkurencji 24. Wydaję się, że utworzenie NOP jako instytucji niezależnej i nie 24 Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów Kierunki rozwoju konkurencji i ochrony konsumentów w polskim sektorze energetycznym. 82

83 powiązanej z żadną grupą kapitałową, przyczyniłoby się do równoprawnego traktowania sprzedawców spoza grup kapitałowych, m.in. z tego powodu, że dostęp do danych pomiarowych i zakres danych pomiarowych dla każdego ze sprzedawców odbywałby się na tych samych zasadach, a NOP byłby gwarantem zarówno jakości usługi jak i równego dostępu do danych pomiarowych. Ponadto wprowadzenie centralnego repozytorium danych pomiarowych pozwoliłoby URE weryfikować, poprzez ocenę benchmarków jakościowych osiąganych przez OSD, zasadność ponoszonych inwestycji Black-out Black-out to zjawisko związane z przerwą w funkcjonowaniu systemu elektroenergetycznego, zwykle w wyniku awarii sieci energetycznej i wynikającymi stąd katastrofalnymi skutkami braku energii elektrycznej. Black-outy mają charakter globalny, ponieważ wiążą się z utratą napięcia w sieci na znacznym obszarze (np. na obszarze całego kraju). Przyczyny blackoutów są w każdym przypadku inne, z reguły jednak jest to nałożenie kilku losowych zdarzeń, jak np.: ekstremalne warunki atmosferyczne (w tym długotrwałe susze, niski poziom wód), przeciążenie sieci elektroenergetycznej, zły stan techniczny elementów sieci, awarie sieci, awarie elektrowni, brak rezerw wytwórczych, brak mocy przesyłowych. W efekcie dochodzi do przekroczenia krytycznych wartości podstawowych parametrów technicznych pracy systemu elektroenergetycznego i utraty ciągłości pracy krajowego systemu elektroenergetycznego lub jego znacznej części. W odróżnieniu od opisanych blackoutów (całkowitych) wyróżnia się również blackouty obszarowe, których efekty obejmują mniejsze regiony i nie wiążą się z awarią krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). W skład KSE wchodzą setki jednostek wytwórczych, dziesiątki tysięcy linii przesyłowych różnych napięć, stacje elektroenergetyczne i tzw. główne punkty zasilania, a także system układów automatyk, zabezpieczeń i sterowań z wymienionymi obiektami. KSE dysponuje wystarczającą liczbą linii przesyłowych dla pokrycia aktualnego zapotrzebowania na energię elektryczną, jednak pewne niecodzienne sytuacje mogą prowadzić do trudności z pokryciem zapotrzebowania na moc w skrajnych przypadkach prowadząc do blackoutów. W ostatnich latach miał miejsce szereg awarii systemów energetycznych. Należy zwrócić uwagę przede wszystkim na wielkie awarie systemowe, które miały miejsce w sierpniu i wrześniu 2003 roku w USA, Kanadzie, Szwecji, Danii i we Włoszech. Rozpoczęły one żywą dyskusję na temat problematyki niezawodności pracy systemów elektroenergetycznych. Okazuje się, że długotrwałe pozbawienie zasilania w energię elektryczną odbiorców w całym systemie jest realne i może się zdarzyć praktycznie w każdym systemie elektroenergetycznym. Największe blackouty w ostatnim 10-leciu (wg prof. Andrzeja Wiszniewskiego) to: 1999 Brazylia, 10 mln ludzi, 2003 USA, 50 mln ludzi, 2003 Włochy, 50 mln ludzi, 2005 Rosja, 10 mln ludzi, 2005 Indonezja, 100 mln ludzi, 2006 Niemcy, 10 mln ludzi, 2007 Kolumbia, 30 mln ludzi. W Polsce, najbardziej dotkliwe w skutkach były awarie w północno-wschodniej części kraju (2006 r.) i w Szczecinie (2008 r.). Pierwsza z wymienionych katastrof energetycznych była skutkiem awarii w zespole Elektrowni Ostrołęka S.A. oraz w Elektrowni Kozienice - spadek napięcia w systemie elektroenergetycznym spowodował awaryjne samoczynne wyłączenie dwóch bloków energetycznych w Elektrowni Ostrołęka. Omawiany blackout był efektem nałożenia się wielu niekorzystnych czynników: wyjątkowo wysokiego i nieoczekiwanego poziomu zapotrzebowania na moc czynną w KSE, odstępstwa od wymaganych wymuszeń spowodowane awaryjnymi postojami jednostek wytwórczych, dużymi ubytkami awaryjnymi jednostek wytwórczych w godzinach rannych i przedpołudniowych oraz niedostosowaniem jednostek wytwórczych do pracy 83

84 przy obniżonym napięciu w sieci. Katastrofa w Szczecinie była skutkiem długotrwałych (ekstremalnych) opadów mokrego śniegu, które stały sie przyczyną awarii dwóch sieci energetycznych zasilających miasto. Blackout w Szczecinie kosztował firmy i instytucje 55 mln zł. Dodatkowe 60 mln to straty operatorów. Raczej nie uda się policzyć, ile blackout kosztował mieszkańców Szczecina i okolicznych miejscowości 25. Katastrofy tego typu są nie do przewidzenia, a zatem nie do uniknięcia. Niemniej jednak należy podkreślić, że położenie geograficzne Polski sprawia, że na terenie kraju istnieje niewielkie zagrożenie naturalnymi klęskami żywiołowymi, wobec czego podstawowymi źródłami zagrożeń ciągłości pracy KSE są jego techniczne i organizacyjne uwarunkowania. Do kluczowych atrybutów, z punktu widzenia oceny jego stanu zagrożenia, zaliczono (Kuczyński i In., 2005): poziom rezerw mocy wytwórczych, stan sieci przesyłowej, poziom koncentracji wytwarzania, strukturę paliw używanych do produkcji energii elektrycznej, bezpieczeństwo i niezawodność pracy centrów dyspozytorskich, uprawnienia OSP w kontekście współpracy z otoczeniem (OSD, wytwórcy), możliwość korzystania z pomocy zagranicznej w sytuacjach awaryjnych, plany (i dostępne środki) obrony i odbudowy Zagrożenie bilansu mocy jako skutek wdrożenia Dyrektyw UE (IPPC i pakiet klimatyczny) Zasadniczym celem Dyrektywy Rady z dnia 24 września 1996 r. 96/61/WE w sprawie zintegrowanego zapobiegania i kontroli zanieczyszczeń jest zapewnienie zintegrowanego zapobiegania i kontroli zanieczyszczeń wprowadzanych do powietrza, wody i ziemi, tak, aby zagwarantować wysoki stopień ochrony środowiska jako całości. Dyrektywa określa środki zapobiegające emisjom (lub - jeżeli zapobieganie nie jest możliwe - zmniejszające te emisje) do powietrza, wody i ziemi, włączając w to środki dotyczące odpadów. Przez "emisję" rozumie się uwolnienie substancji, wibracji, ciepła lub hałasu, natomiast termin "zapobieganie" oznacza, że emisje powinny być redukowane u źródła, co stanowi przesunięcie akcentu działań z "końca rury", na działania likwidujące ich przyczyny. Dyrektywa dzieli instalacje na nowe i istniejące, różnicując wobec nich swoje wymagania. Państwa członkowskie są zobowiązane stosować przepisy dyrektywy do instalacji nowych od dnia, do którego miało nastąpić jej ostateczne wdrożenie, tj. od 30 października 1999 r., natomiast dla instalacji istniejących wprowadzony został okres dostosowawczy, trwający do 30 października 2007 r. Tak samo jak instalacje nowe traktuje się te, w których została dokonana istotna zmiana. Ogólne obowiązki podmiotów objętych dyrektywą to: podejmowanie wszystkich stosownych środków zapobiegających zanieczyszczeniom, zwłaszcza przez zastosowanie najlepszych dostępnych technik, niepowodowanie żadnych istotnych zanieczyszczeń, unikanie wytwarzania odpadów lub, jeżeli jest to ze względów technicznych, czy ekonomicznych niemożliwe, unieszkodliwianie, tak aby ograniczyć ich wpływ na środowisko, efektywne wykorzystanie energii, zapobieganie awariom przemysłowym i ograniczanie ich konsekwencji, po ostatecznym zaprzestaniu działalności - podejmowanie środków w celu uniknięcia zanieczyszczeń i pozostawienia miejsca, w którym prowadzono działalność w zadowalającym stanie (Jendrośka, 2001). Polska elektroenergetyka produkując 1 MWh energii emituje ok. 1t CO 2 (ok. 60% więcej niż wynosi średnia w UE). A więc zasadne były obawy, iż po 2020 r., czyli pełnym wprowadzeniu

85 przez UE dla Polski planowanych aukcyjnych zasad obrotu prawami do emisji CO 2, ceny energii elektrycznej mogłyby się co najmniej podwoić. Wynegocjowany przez polski rząd okres przejściowy dla energetyki (do 2020 r.) oraz możliwość częściowej partycypacji UE w realizacji pilotażowych instalacji sekwestracji (unieszkodliwiania) CO 2 w elektrowniach, znacząco osłabia skutki terapii szokowej, której doświadczy energetyka. Specyfiką naszej elektroenergetyki jest bowiem wyjątkowo duży, bo prawie 93% udział paliw stałych (węgiel kamienny i brunatny) w bilansie nośników energii. Ta struktura, obok niskiej sprawności bloków energetycznych, decyduje o wielkości emisji CO 2. O stopniu nowoczesności podsektora wytwarzania energii elektrycznej decyduje jej sprawność, która w krajach starej unijnej 15-stki przeważnie przekracza 45%, a w Polsce zawiera się w granicach 35-36%, a więc około 10% mniej. Tak niska sprawność polskich elektrowni wynika z faktu, iż ponad 40% bloków energetycznych zbudowano ponad 35 lat temu. Konsolidacja pionowa polskiej energetyki miała na celu zwiększenie możliwości inwestycyjnych tej branży. Aby jednak ten cel osiągnąć, należy przyspieszyć prywatyzację tych podmiotów. Aktualna sytuacja na giełdzie i konieczność poprawy zarządzania powinna skłonić ministra Skarbu Państwa do zmiany strategii prywatyzacji, w której, w znacznym stopniu, należy dopuścić udział inwestorów branżowych. Efekty przeprowadzonych wcześniej prywatyzacji (STOEN, GZE, Rybnik, Połaniec) potwierdzają słuszność tej koncepcji. Tabela 13 Krajowy bilans energii elektrycznej w latach Wyszczególnienie Dynamika GWh GWh % PRZYCHÓD (PODAŻ) ,97 z tego: Produkcja ogółem ,08 Import (pobór) ,36 ROZCHÓD (POPYT) ,64 z tego na: Zużycie krajowe ,66 w tym: potrzeby energetyczne elektrowni ,21 Eksport (oddanie) ,02 Źródło: p://lex.pl/serwis/mp/2009/0771 Polska energetyka potrzebuje więc inwestycji. Większość analityków uważa, iż po 2012 r. powinniśmy budować nowe bloki o mocy MW rocznie. Biorąc pod uwagę niezbędny czas budowy (7 lat), nie będzie to możliwe. I dlatego po 2016 r. grozić nam może deficyt energii. Niewiadomą jest tylko jego wielkość i okres jego trwania. Ratunkiem może być import, pod warunkiem jednak, iż Polska szybko rozbuduje transgraniczne moce przesyłowe. Rozbudowa i modernizacja infrastruktury przesyłowej dotyczyć musi również istniejącej sieci krajowej. Szczególnie pilna jest rozbudowa sieci 400 kv, co znacząco, obok większych możliwości przesyłu, pozwoli ograniczyć straty w procesie przesyłu (BCC, 2009). Skalę deficytu energii ograniczyć może realizacja programu redukcji zużycia energii. Pamiętać należy, że w tej materii Polska ma wielkie możliwości. Tzw. efektywność energetyczna naszego 85

86 kraju jest 2,67 razy mniejsza niż 15-tki tzw. starych krajów UE. Przygotowana ustawa o efektywności energetycznej powinna być więc jak najszybciej wdrożona. Konieczność inwestycji w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej wywołuje nieuchronnie pytanie o stosowane nośniki energii: czy dalej, tak jak dotychczas, węgiel będzie podstawowym źródłem energii, czy też wystąpi dywersyfikacja stosowanych nośników energii. Za nieuchronny należy uznać proces ewolucji sposobów wykorzystania węgla w elektrowniach: upłynnianie, zgazowanie, CCT i CCS to technologie przyszłościowe, które pozwolą bardziej racjonalnie wykorzystać energię paliw stałych, ograniczając równocześnie negatywne oddziaływanie procesów produkcji energii elektrycznej na środowisko naturalne. Pozytywnie należy ocenić decyzję Rady Ministrów o rozpoczęciu budowy elektrowni jądrowych. Doskonałość dostępnych, bezpiecznych technologii oraz ekonomia wskazują na racjonalność tych inwestycji. Trzecim, równie rozsądnym kierunkiem inwestycji jest tzw. mikroenergetyka gazowa, tj. budowa zakładów kogeneracji zasilanych tam, gdzie jest to możliwe z lokalnych źródeł nośników energii. Odrębnym wyzwaniem jest prywatyzacja branż energetyki i gazu. Monopolistyczny model działania PGNiG to dowód, że rynek gazu w Polsce praktycznie nie istnieje. Fasadowa prywatyzacja oraz niektóre regulacje spowodowały, że obszar ten jest dziś jeszcze bardziej niepodatny na konkurencję. Sfera nadzoru właścicielskiego wymaga w Polsce pilnego uporządkowania. Realizowanie wypływających od rządu założeń poprzez ręczne sterowanie firmą z udziałem Skarbu Państwa, w nieuchronny sposób doprowadza do spadku jej wartości, a może także naruszyć równowagę rynkową i prawa pozostałych właścicieli. Nie mówiąc o tym, że stawia zarządzających spółką w sytuacji niedającej się pogodzić sprzeczności interesów (BCC, 2009) Konieczność wypełnienia wymagań dotyczących pakietu 20/20/20, w tym dotyczących generacji rozproszonej Głównymi celami pakietu klimatyczno-energetyczny Unii Europejskiej jest: redukcja o 20% emisji CO 2 w roku 2020 w stosunku do 1990 r., wzrost zużycia energii ze źródeł odnawialnych w UE do 20% w 2020 r., dla Polski do 15%, zwiększenie efektywności energetycznej w roku 2020 o 20%. Głównym narzędziem ograniczania emisji dwutlenku węgla jest system handlu emisjami (ETS). Od 2013 r. zakłady przemysłowe będą musiały kupować prawa do emisji na aukcjach (w obecnym systemie są one przyznawane za darmo). Jednak, na wniosek Niemiec, energochłonnym branżom przemysłu, takim jak huty, cementownie i papiernie, przyznano wiele bezpłatnych uprawnień. Podobnie wyjątek będą stanowić elektrownie w Polsce, Węgrzech i innych uboższych krajach Unii, tj. w roku 2013 elektrownie dostaną 70% uprawnień za darmo, ale z roku na rok będę kupować coraz większy ich odsetek. W 2020 r. obowiązek zakupu ma objąć 100% uprawnień. Bezpłatne uprawnienia nie będą przysługiwały nowo powstałym elektrowniom. Pieniądze ze sprzedaży praw do emisji będą trafiać do budżetów narodowych i mają służyć finansowaniu inwestycji proekologicznych. Dodatkowo 10% zezwoleń na emisję zostanie rozdanych w oparciu o kryterium zamożności państwa (biedniejsze kraje dostaną więcej). Dodatkowe 2% całej puli zostanie przekazane krajom, które w latach najbardziej ograniczyły emisje. Oznacza to dodatkowe korzyści dla krajów, w których po upadku komunizmu upadł przemysł ciężki, szczególnie Polski i Rumunii, które łącznie otrzymają 2/3 tej puli. Istnieje jednak wiele obaw w kontekście konieczności wypełnienia wymagań dotyczących pakietu 20/20/20 przez Polskę. Jak wynika z przeprowadzonych analiz 26, łączna powierzchnia gruntów, konieczna dla wypełnienia przez Polskę celów pakietu, jest dużo mniejsza od założonej granicznej powierzchni gruntów możliwych do wykorzystania przez rolnictwo energetyczne. Powołując się na opinię Prezesa URE, Polski nie stać na wdrożenie pakietu 3x20. Wydaje się, że 26 Autor: prof. dr hab. inż. Jan Popczyk, Politechnika Śląska, BioEnergia ESP 86

87 regulacja ta faworyzuje państwa starej Unii" (dla przykładu energetyka Francji wykorzystuje w 85% energię atomową, której produkcja jest bezemisyjna, inne kraje Europy w znacznie większym stopniu niż Polska rozwinęły już wykorzystanie odnawialnych źródeł energii). Podsumowując, wdrożenie pakietu 3x20 budzi wiele wątpliwości. Skutkiem proponowanego nowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych może być nieuzasadnione uprzywilejowanie dużych wytwórców, zakłócenia konkurencji i wreszcie drastyczny wzrost cen energii. Według różnych szacunków wzrost ten może osiągnąć 50 70%, czy nawet 100% 27. Możliwość uwzględnienia w nowym modelu rynku generacji rozproszonej, w szczególności mikrogeneracji, wydaje się kluczowym krokiem w kierunku zwiększenia szans Polski na spełnienie założeń pakietu 20/20/ Podsumowanie Nierozwiązane problemy polskiej energetyki takie jak: Dominująca pozycja grup kapitałowych, Niezadawalający poziom konkurencji na rynku m.in. przejawiający się brakiem dostępu do energii w cenach konkurencyjnych na rynku hurtowym dla sprzedawców spoza grup kapitałowych, Zagrożenie Black-outami i brakami mocy, Wytwarzanie energii elektrycznej ze spalania węgla powodujące dużą emisję CO 2 Przestarzała sieć przesyłowa i dystrybucyjna wymagająca znacznych nakładów inwestycyjnych doprowadzić mogą do ogromnego wzrostu cen energii, uzależnienia gospodarki od zagranicznych dostaw energii lub uprawnień do emisji CO Szczególnie narażony na wzrosty cen jest odbiorca końcowy. W szczególności dotyczy to odbiorcy indywidualnego, biorąc pod uwagę nieuchronne uwolnienie taryf. W chwili obecnej odbiorca indywidualny jest szczególnie narażony na podwyżki, z uwagi, że odczyty w tej grupie dokonywane są rzadko, a faktury wystawiane na podstawie prognozy, co powoduje, że odbiorca nie ma możliwości podejmowania skutecznych działań w zakresie oszczędzania energii Podmioty funkcjonujące na polskim rynku energii elektrycznej Odbiorcy energii elektrycznej Odbiorcy energii elektrycznej mogą być pogrupowani w zależności od wielu parametrów, z których najważniejsze to: umiejscowienie, profil zużycia energii elektrycznej, rodzaj grupy przyłączeniowej i wymagania stawiane systemom pomiarowym. Podział ze względu na podłączenie W ostatnich latach obserwuje się znaczne zwiększenie liczby odbiorców na wysokim napięciu. Wynika to głównie z dynamicznego rozwoju gospodarczego, a w szczególności z dużych inwestycji, realizowanych przez inwestorów z innych państw. Jak wynika z analizy rynku, duże fabryki przyłączane są do sieci wysokiego napięcia. Natomiast małe przedsiębiorstwa przekroczyły już barierę możliwości zasilania z sieci niskiego napięcia, co skutkuje tym, iż zmieniają one przyłączenie z podłączenia do sieci niskiego napięcia, na podłączenie do sieci średniego napięcia. Stąd wziął się wzrost sprzedaży w sieci średniego napięcia o 6,8%. Przeniesienie zasilania z niskiego napięcia na średnie powoduje zmniejszenie strat przesyłowych u operatora, zwiększając je jednocześnie u odbiorcy, ponieważ transformator i układ pomiarowy po stronie średniego napięcia jest jego własnością. Bilans strat w całym systemie pozostaje bez zmian. Korzystnym jest to, że wszystkie te inwestycje wymagają budowy lub przebudowy instalacji

88 zasilających, ponieważ w nowych instalacjach, przy minimalnych nakładach inwestycyjnych, można osiągnąć najlepsze efekty, zarówno w zakresie poprawy jakości zasilania procesów technologicznych, jak i oszczędności energii dla odbiorcy, zarządzania popytem oraz efektywności wykorzystania systemu energetycznego. Jako przykład posłużyć tu może zapotrzebowanie na energię elektryczną przez system oświetlenia ulic. Ilość punktów świetlnych ulega zwiększeniu poprzez nowe inwestycje, natomiast zapotrzebowanie na energię elektryczną spada. Oznacza to, iż system oświetlenia ulic jest modernizowany z wykorzystaniem energooszczędnych źródeł światła. Dzięki temu uzyskano po raz pierwszy efekt zmniejszenia zapotrzebowania na energię. Drugim przykładem jest wzrost sprzedaży energii elektrycznej do miejskich trakcji komunikacyjnych. Zauważyć tutaj można tendencję wzrostową w zakresie zapotrzebowania na energię elektryczną. Należy ją uznać za zjawisko korzystne, gdyż świadczy o większym wykorzystaniu transportu, jednak z napędem elektrycznym zamiast spalinowego. Jakkolwiek w skali mikro może się to wydawać niekorzystne, gdyż rodzi większe zapotrzebowanie na energię elektryczną, w skali makro okazuje się jak najbardziej korzystne, bowiem powoduje zmniejszenie zapotrzebowania na paliwa kopalne oraz ogranicza emisję szkodliwych substancji do środowiska. Dodatkowo, oznacza wprowadzanie rozwiązań bardziej efektywnych energetycznie. Zapotrzebowanie na energię elektryczną przez tych odbiorców jest stabilne w czasie, przez co nie wywołuje negatywnych konsekwencji dla funkcjonowania całego systemu, zwłaszcza zaś potrzeby bilansowania ad hoc. Podział ze względu na grupy przyłączeniowe Grupa przyłączeniowa to grupa podmiotów, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączone bezpośrednio do sieci elektroenergetycznej. Grupy przyłączeniowe zostały zdefiniowane (m.in.) w obowiązującym Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz.U. Nr 128 poz. 895). Są to: Grupa I - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kv; Grupa II - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym 110 kv; Grupa III - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv, lecz niższym niż 110 kv; Grupa IV - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv oraz o mocy przyłączeniowej większej niż 40 kw lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 63 A; Grupa V - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kw i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A; Grupa VI - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie, na zasadach określonych w umowie, zastąpione przyłączem docelowym lub podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok. Podział ze względu na grupę taryfową Grupa taryfowa to grupa odbiorców kupujących energię elektryczną lub korzystających z usługi przesyłania lub dystrybucji albo usługi kompleksowej, dla których stosuje się ustalony cennik. Podział odbiorców ze względu na taryfę (na przykładzie Vattenfall Distribution Poland S.A.) przedstawiono w tabeli (Tabela 14). Taryfę ustala przedsiębiorstwo energetyczne. 88

89 Tabela 14 Podział odbiorców energii elektrycznej ze względu na grupy taryfowe Grupa taryfowa A Poziom napięcia zasilania urządzeń Wysokie napięcie (WN) Grupa taryfowa* A21 A22 A23 Kryteria kwalifikowania odbiorców do grupy taryfowej Zasilanie z sieci elektroenergetycznych wysokiego napięcia Brak układów pomiarowo-rozliczeniowych typu przedpłatowego Rozliczanie za pobraną energie elektryczną: A21 jednostrefowe, A22 dwustrefowe (strefy: szczyt, pozaszczyt), A23 trójstrefowe (strefy: szczyt przedpołudniowy, szczyt popołudniowy, pozostałe godziny doby). B Średnie napięcie (SN) B21 B22 B23 Zasilanie z sieci elektroenergetycznych średniego napięcia o mocy umownej większej od 40 kw Brak układów pomiarowo-rozliczeniowych typu przedpłatowego Rozliczanie za pobraną energię elektryczną: B21 jednostrefowe, B22 dwustrefowe (strefy: szczyt, pozaszczyt), B23 trójstrefowe (strefy: szczyt przedpołudniowy, szczyt popołudniowy, pozostałe godziny doby). C Niskie napięcie (nn) B11 C21 C22a C22b C23 C11 C12a C12b C13 Zasilanie z sieci elektroenergetycznych średniego napięcia o mocy umownej nie większej niż 40 kw i mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kw. Brak układów pomiarowo-rozliczeniowych typu przedpłatowego. Rozliczanie za pobraną energię elektryczną jednostrefowe. Zasilanie z sieci elektroenergetycznych niskiego napięcia o mocy umownej większej od 40 kw lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym od 63 A Rozliczanie za pobraną energię elektryczną: C21 jednostrefowe, C22a dwustrefowe (strefy: szczyt, pozaszczyt), C22b dwustrefowe (strefy: dzień, noc), C23 trójstrefowe (strefy: szczyt przedpołudniowy, szczyt popołudniowy, pozostałe godziny doby). Zasilanie z sieci elektroenergetycznych niskiego napięcia o mocy umownej nie większej niż 40 kw i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A Rozliczenie za pobraną energię elektryczną: C11 jednostrefowe, C12a dwustrefowe (strefy: szczyt, pozaszczyt), C12b dwustrefowe (strefy: dzień, noc), C13 trójstrefowe (strefy: szczyt przedpołudniowy, szczyt popołudniowy, pozostałe) Ponadto do grup taryfowych C11, C12a, C12b zalicza się gospodarstwa rolne takie jak szklarnie, chłodnie, chlewnie, pieczarkarnie, które zużywają energię elektryczną na potrzeby produkcyjne, mierzoną odrębnymi licznikami 1-fazowymi i 3-fazowymi, oraz place budów zasilane z sieci elektroenergetycznych niskiego napięcia. 89

90 G R Niezależnie od napięcia zasilania Niezależnie od napięcia zasilania G11 G12 G11e G12e R Rozliczanie za pobraną energię elektryczną jest niezależnie od napięcia zasilania i wielkości mocy umownej i może być: G11, G11e jednostrefowe, G12, G12e dwustrefowe (strefy: dzień, noc). Energia elektryczna jest zużywana na potrzeby: a) wiejskich i miejskich gospodarstw domowych oraz pomieszczeń gospodarczych, związanych z prowadzeniem tych gospodarstw tj. pomieszczeń piwnicznych, garaży, strychów, b) lokali o charakterze zbiorowego mieszkania (domy akademickie, internaty, hotele robotnicze, klasztory, plebanie, kanonie, rezydencje biskupie, domy opieki społecznej, hospicja, domy dziecka, jednostki penitencjarne i wojskowe w części bytowej, jak też znajdujące się w tych lokalach pomieszczenia pomocnicze, to jest: czytelnie, pralnie, kuchnie, pływalnie, warsztaty itp., służące potrzebom bytowo komunalnym mieszkańców i nie mające charakteru handlowousługowego), c) mieszkania rotacyjne, mieszkania pracowników placówek dyplomatycznych i zagranicznych przedstawicielstw, d) domy letniskowe, domy kempingowe i altany w ogródkach działkowych oraz w przypadkach wspólnego pomiaru administracja ogródków działkowych, e) oświetlenie w budynkach mieszkalnych i klatek schodowych, numerów domów, piwnic, strychów, suszarni, itp., f) zasilanie dźwigów w budynkach mieszkalnych, g) węzły cieplne i hydrofornie, będące w gestii administracji domów mieszkalnych, h) garaże indywidualnych użytkowników, w których nie jest prowadzona działalność gospodarcza. Dla odbiorców przyłączanych do sieci na czas określony, niezależnie od napięcia znamionowego sieci, których instalacje nie są wyposażone w układy pomiarowe, tj. w szczególności w przypadkach: a) krótkotrwałego poboru energii elektrycznej, w szczególności na potrzeby iluminacji, omłotów, zdjęć filmowych, cyklinowania podłóg, elektrycznego ogrodzenia pastwisk, itp., b) silników syren alarmowych, c) stacji ochrony katodowej gazociągów, d) oświetlania reklam. * na przykładzie Vattenfall Distribution Poland S.A., Taryfa dla energii elektrycznej na rok Podział ze względu na wymagania dla układów pomiarowych Znacznie bardziej szczegółowym podziałem na grupy odbiorców jest podział ze względu na wymagania stawiane układom pomiarowym. Podział ten określa Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 93, poz. 623 z dnia 29 maja 2007 r.), a także poszczególne Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD) oraz Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) operatorów. Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowych, dla których określa się wymagania, dzieli się na 10 kategorii: 1.kat. A1 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kv i wyższym, dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia, instalacji lub sieci 30 MVA i wyższej, 2.kat. A2 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kv i wyższym, dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia, instalacji lub sieci zawartej w przedziale od 1 MVA do 30 MVA, 3.kat. A3 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kv i wyższym, dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia, instalacji lub sieci mniejszej niż 1 MVA, 90

91 4.kat. B1 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kv i wyższym niż 1 kv, o mocy pobieranej nie mniejszej niż 30 MW lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 GWh, 5.kat. B2 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kv i wyższym niż 1 kv, o mocy pobieranej nie mniejszej niż 5 MW i nie większej niż 30 MW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 30 GWh i nie większym niż 200 GWh (wyłącznie), 6.kat. B3 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kv i wyższym niż 1 kv, o mocy pobieranej nie mniejszej niż 800 kw i nie większej niż 5 MW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 4 GWh i nie większym niż 30 GWh (wyłącznie), 7.kat. B4 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kv i wyższym niż 1 kv, o mocy pobieranej nie większej niż 800 kw (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 MWh i nie większym niż 4 GWh (wyłącznie), 8.kat. B5 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kv i wyższym niż 1 kv, o mocy pobieranej mniejszej niż 40 kw lub rocznym zużyciu energii elektrycznej mniejszym niż 200 MWh, 9.kat. C1 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie wyższym niż 1 kv o mocy pobieranej mniejszej niż 40 kw lub rocznym zużyciu energii elektrycznej mniejszym niż 200 MWh, 10.kat. C2 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie wyższym niż 1 kv o mocy pobieranej nie mniejszej niż 40 kw lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 MWh. W przypadku układów pomiarowych kategorii B i C kwalifikacja do poszczególnych grup jest uwarunkowana przekroczeniem granicznej wartości jednego z dwóch wymienionych kryteriów tj. mocy pobieranej lub rocznego zużycia energii. W Rozporządzeniu Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, dla każdej kategorii określone zostały szczegółowe wymagania dotyczące jakości układu pomiarowego, sposobu rejestracji danych pomiarowych i sposobu transmisji danych. W przypadku układów pomiarowych kategorii A1, A2 i A3 wymagania te muszą być spełnione dla układów nowych i modernizowanych. Dla kategorii B1 do B5 i C2 nie określa się kiedy wymagania muszą być spełnione. Wymagana jest natomiast rejestracja godzinowa danych pomiarowych i umożliwienie transmisji do Operatorów Sieci Dystrybucyjnej (dalej: OSD). Dla kategorii C1 operator może pozostawić liczniki bez rejestracji godzinowej i może przydzielić standardowy profil zużycia. Właścicielami układów pomiarowych wszystkich grup A (A1, A2, A3) i B (B1, B2, B3, B4, B5) są odbiorcy, a grup C (C1 i C2) operatorzy systemów dystrybucyjnych. Sposób budowy układów pomiarowych i wymagania stawiane układom pomiarowym w procesie przyłączenia do sieci określone są w warunkach przyłączenia do sieci i umowie o przyłączenie (zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego). Zmiana sposobu pomiaru energii wymaga zmiany warunków przyłączenia i zawarcia nowej umowy o przyłączenie. Jest to znaczne ograniczenie w sposobie zarządzania układami pomiarowymi. Podział ten ma charakter stricte techniczny jego charakterystyka jest wyznaczona wymaganiami sieci. Podział odbiorców ze względu na wymagania stawiane układom pomiarowym określa Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 93, poz. 623 z dnia 29 maja 2007 r.), a także poszczególne Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Systemu Dystrybucyjnego (IRiESD) operatorów. Wytyczne zawarte w tych dokumentach przedstawiono w Tabeli

92 Tabela 15 Wytyczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej Opracowanie autorskie firmy Elektro- Pomiar AB Gdańsk Grupa przyłączeniowa Grupa I Un > 110 kv Grupa II Un = 110 kv Grupa II Un = 110 kv Grupa III 1 kv < Un < 110 kv Kategoria układu pom.-rozlicz. wg mocy przyłączeniowej kat. 1 (A1) Pp 30 MW kat. 2 (A2) 1 MW < Pp < 30 MW kat. 3 Pp < 1 MW kat. B1 Pp 800 kw (30 MW, lub 200 GWh) kat. B1 Pp 800 kw (5 MW-30 MW, lub GWh) Wymagania dla przekładników prądowych i napięciowych 2- rdzenie, 2- uzwojenia w klasie 0,2 Wymagane są przekładniki w klasie 0,5 (ENERGA-kl.0,2) Wymagane są przekładniki w klasie 0,5 1- rdzeń, 2- uzwojenia w klasie 0,5 (zalecana kl. 0,2 w nowobudowanych) 1- rdzeń, 1- uzwojenia w klasie 0,5 (zalecana kl. 0,2) Wymagania dla liczników układów pomiarowych Wymagania dla liczników w zakresie transmisji danych Wymagania dla układów transmisji danych 2- równoważne Liczniki umożliwiają System układy pomiarowe: współpracę z systemami automatycznej automatycznej rejestracji rejestracji danych podstawowy i rezerwowy danych Pamięć licznika (w trybie on-line dla Wytwórców) Liczniki w klasie przechowuje dane 15 i 0,2 (P) i 1,0 (Q) 60 minutowe przez dwa okresy rozliczeniowe. 2- równoważne Liczniki umożliwiają układy współpracę z systemami pomiarowe: automatycznej rejestracji podstawowy i danych rezerwowy Pamięć licznika Liczniki w klasie przechowuje dane 15 i 0,5 (P) i 3,0 (Q) 60 minutowe przez dwa okresy rozliczeniowe. Wymagane są Liczniki umożliwiają liczniki w klasie współpracę z systemami 1,0 (P) i 3,0 (Q) automatycznej rejestracji danych 2- układy Liczniki umożliwiają pomiarowe: współpracę z systemami podstawowy automatycznej rejestracji Liczniki w klasie danych 0,5 (P) i 1,0 (Q) Pamięć licznika kontrolny przechowuje dane 15 i Liczniki w klasie 60 minutowe przez dwa 1,0 (P) i 2,0 (Q) okresy rozliczeniowe 2- układy pomiarowe: podstawowy Liczniki w klasie wymag. Automatyczne zamykanie okresu obrachunkowego, synchronizacja czasu raz/dobę i podtrzymanie zasilania źródłami zewn. Liczniki umożliwiają współpracę z systemami automatycznej rejestracji danych 0,5 (P) i 1,0 (Q) Pamięć licznika kontrolny przechowuje dane 15 i Liczniki w klasie 60 minutowe przez dwa 1,0 (P) i 2,0 (Q) okresy rozliczeniowe wymag. Automatyczne zamykanie okresu obrachunkowego, synchronizacja czasu raz/dobę i podtrzymanie zasilania źródłami zewn. System automatycznej rejestracji danych (w trybie on-line dla Wytwórców) System automatycznej rejestracji danych System automatycznej rejestracji danych transmisja do 4- razy/dobę Rezerwowa transmisja danych wyłącznie dla układu pom. Podstawowego, np. poprzez serwer ftp lub e System automatycznej rejestracji danych transmisja nie częściej niż 1- raz/dobę Rezerwowa transmisja danych nie wymagana Uwagi (IRiESD) KE ENERGA wymaga stosowania dwóch układów pomiarowych podstawowy i rezerwowy w grupie kat. B1 oraz kat. B2 jw. 92

93 Grupa III 1 kv < Un < 110 kv Grupa IV Un < 1 kv Pn > 40 kw (lb>63a) Grupa V - Un < 1 kv Pn 40 kw (lb 63A) Grupa VI - Tymczasowe przyłącze do sieci na czas do 1 roku kat. B1 Pp 800 kw (800 kw - 5 MW, lub 4-30 GWh) kat. B2 Pp 800 kw kat. C2 Pp > 40 kw ( kw; 200 MWh- 4GWh) kat. C1 Pp < 40 kw 1- rdzeń, 1- uzwojenia w klasie 0,5 (zalecana kl. 0,2) 1- rdzeń, 1- uzwojenia w klasie 0,5 (zalecana kl. 0,2 w nowobudowanych) 1- rdzeń, 1- uzwojenia w klasie 1,0 (zalecana kl. 0,5) 1- rdzeń, 1- uzwojenia w klasie 1,0 (zalecana kl. 0,5) --- Określa OSD z Odbiorcą wymag. nie bardziej uciążliwe niż określone w Rozporządzeniu Dz.U. Nr 93 poz układ jw. pomiarowy: podstawowy Liczniki w klasie 0,5 (P) i 1,0 (Q) 2- układy Liczniki umożliwiają pomiarowe: współpracę z systemami podstawowy automatycznej rejestracji Liczniki w klasie danych 0,5 (P) i 1,0 (Q) Pamięć licznika kontrolny przechowuje dane 15 i Liczniki w klasie 60 minutowe przez dwa 1,0 (P) i 2,0 (Q) okresy rozliczeniowe 1- układ Pamięć licznika pomiarowy: przechowuje dane 15 i podstawowy 60 minutowe przez dwa Liczniki w klasie okresy rozliczeniowe 1,0 (P) i 2,0 (Q) wymag. Automatyczne 1- układ pomiarowy: podstawowy Liczniki w klasie zamykanie okresu obrachunkowego, synchronizacja czasu raz/dobę Pamięć licznika przechowuje dane 15 i 60 minutowe przez dwa okresy rozliczeniowe 2,0 (P) i 3,0 (Q) wymag. Automatyczne zamykanie okresu obrachunkowego, synchronizacja czasu raz/dobę Określa OSD z Odbiorcą wymag. nie bardziej uciążliwe niż określone w Rozporządzeniu Dz.U. Nr 93 poz. 623 Określa OSD z Odbiorcą wymag. nie bardziej uciążliwe niż określone w Rozporządzeniu Dz.U. Nr 93 poz. 623 System automatycznej rejestracji danych transmisja nie częściej niż 1- raz/dobę Rezerwowa transmisja danych nie wymagana System automatycznej rejestracji danych transmisja nie częściej niż 1- raz/dobę System automatycznej rejestracji danych transmisja nie częściej niż 1- raz/dobę Rezerwowa transmisja danych nie wymagana System automatycznej rejestracji danych transmisja nie częściej niż 1- raz/dobę (zalecana raz na m-c) Rezerwowa transmisja danych nie wymagana Określa OSD z Odbiorcą wymag. nie bardziej uciążliwe niż określone w Rozporządzeniu Dz.U. Nr 93 poz. 623 jw. (IRiESD) KE ENERGA wymaga stosowania dwóch układów pomiarowych podstawowy i rezerwowy w grupie kat. B2 Uwaga: Kolorem pomarańczowym podano wymagania wg Instrukcji (IRiESD) Koncernu Energetycznego ENERGA S.A. w Gdańsku z dnia 01 stycznia 2007r zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki 93

94 Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego de facto nakłada już obowiązek wprowadzania systemów zdalnych odczytów. Zgodnie z Załącznikiem nr 1 tego Rozporządzenia, dla wysokich napięć, liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemami automatycznej rejestracji danych. Wymagania techniczne stawiane dla systemów pomiarowo-rozliczeniowych zakładają, iż systemy pomiarowo-rozliczeniowe powinny realizować funkcje zdalnego odczytu danych pomiarowych z systemów automatycznej rejestracji danych, zaś funkcja zdalnego odczytu danych pomiarowych z systemu automatycznej rejestracji danych, powinna zapewniać pozyskiwanie danych pomiarowych z układów pomiarowych wyposażonych w system automatycznej rejestracji danych poprzez kanały telekomunikacyjne, spełniające wymagania określone przez operatora. Wymagania te powinny spełniać wszystkie nowe i modernizowane układy pomiarowe. W sieci średnich i niskich napięć układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez czas określony przez OSD, nie dłużej jednak niż dwa okresy rozliczeniowe. Układy te powinny także automatycznie zamykać okres rozliczeniowy oraz umożliwiać transmisję danych pomiarowych do operatora w określonych cyklach czasowych (raz na dobę, cztery razy na dobę itp.). Jednakże czas wprowadzenia tych systemów nie został określony. Jedynie dla odbiorców grupy C1 i G (drobne rzemiosło i gospodarstwa domowe) operator decyduje o rodzaju stosowanych liczników. W związku z brakiem wystarczającej jednoznaczności zapisów w tym zakresie w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, koniecznym wydaje się nadanie tym rozwiązaniom większej szczegółowości, aby jednoznacznie określić wszystkie elementy systemu opomiarowania. W efekcie, jedynie system inteligentnego opomiarowania, ze zwrotną transmisją danych będzie spełniał te wymagania techniczne, uniemożliwiając tym samym stosowanie rozwiązań technicznych mniej zaawansowanych. Rys. 5 Struktura dostaw energii elektrycznej odbiorcom taryfowym w 2008 r. według poziomów napięć [TWh] Podział ze względu na umiejscowienie Typowy podział ze względu na umiejscowienie to podział na odbiorców w miastach i na wsi. Profil zużycia w obu tych grupach znacząco się różni, co potwierdzają różnego rodzaju badania i analizy prowadzone na długich szeregach czasowych (z wieloleci), powszechnie publikowane. Dane z roku 2008 potwierdzają istniejące trendy. Odbiorców w miastach jest znacznie więcej niż na wsi (w niektórych województwach, np. Śląskim, Dolnośląskim, Mazowieckim odbiorców w 94

95 miastach jest kilka razy więcej niż na wsi (Rys. 6), podobnie wygląda zużycie ogółem (Rys. 7). Sytuacja wygląda jednak zupełnie inaczej po przeliczeniu zużycia na jednego odbiorcę (Rys. 8). Rys. 6 Odbiorcy energii elektrycznej w tys. z podziałem na miasto i wieś (źródło: GUS, dane za rok 2008) Rys. 7 Zużycie energii elektrycznej ogółem z podziałem na miasto i wieś [GWh] (źródło: GUS, dane za rok 2008) 95

96 Rys. 8 Zużycie energii elektrycznej w przeliczeniu na odbiorcę z podziałem na miasto i wieś [kwh] (źródło: GUS, dane za rok 2008) Odbiorcy TPA Rys. 9 Energia dostarczona odbiorcom TPA [GWh]] 96

97 TPA Przyjęcie zasady TPA (Third Party Access) oznacza, dla wszystkich podmiotów na rynku, możliwość korzystania z sieci przedsiębiorstwa energetycznego (OSD/OSP) bez obowiązku kupowania od niego energii elektrycznej. Jej celem jest wspieranie rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej. Niestety na polskim rynku niewielu odbiorców korzysta z zasady TPA, znacząco różni się też ich rozmieszczenie na mapie Polski (Rys. 10, Rys. 11, Rys. 12). Dodatkowo na Rys. 9pokazano ilość energii dostarczanej odbiorcom TPA. Przyczyny takiego stanu rzeczy leżą w licznych przeszkodach uniemożliwiających praktyczną implementację zasady TPA. W praktyce zasada TPA sprowadza się do dokonywania zakupów przez odbiorcę energii elektrycznej u dowolnego producenta lub innego podmiotu, zajmującego się handlem energią. Specyfika energii elektrycznej powoduje, że jej zużycie jest nierozerwalnie związane z jej przesyłem oraz dystrybucją. Odbiorca może jednak zrezygnować z dotychczasowej umowy i zawrzeć osobno umowę na zakup i zużycie energii elektrycznej, np. z dowolnym przedsiębiorstwem obrotu, oraz umowę na przesył energii z lokalnym operatorem sieci dystrybucyjnej. W celu ułatwienia korzystania odbiorcom z zasady TPA zapisy ustawy Prawo Energetyczne po nowelizacjach z 2006 i 2007 r. umożliwiają, poprzez udzielenie pełnomocnictwa sprzedawcy (np. przedsiębiorstwu obrotu), zawarcie przez odbiorcę tylko jednej umowy, tzw. umowy kompleksowej (czyli łącznej umowy zakupu energii i świadczenia usług dystrybucji). Nie zaobserwowano jednak znaczącego wzrostu liczby odbiorców korzystających z zasady TPA, mierzonego liczbą dokonywanych zmian sprzedawcy. Rys. 10 Liczba odbiorców TPA 2006 (Źródło: CIRE) 97

98 Rys. 11 Liczba odbiorców TPA 2007 (Źródło: CIRE) Rys. 12 Liczba odbiorców TPA 2008 (Źródło: CIRE) 98

99 Prosumenci Na rynku amerykańskim odbiorca coraz częściej jest już nazywany prosumentem, a nie konsumentem. Prosument jest aktywny: liczy i decyduje czy kupować energię na rynku, czy inwestować w obniżanie swojej energochłonności. Unia wymusza zresztą takie zachowania29. Prosument może kierować się różnymi bodźcami w swoim działaniu. Może planować i zużywać energię wg sygnałów rynkowych lub sygnałów wymuszonych (np. świadomie przesuwać swoje zużycie poza godziny szczytu, kumulować energię poprzez zastosowanie bojlerów lub innych urządzeń magazynujących energię, zgadzać się na obniżenie mocy, temperatury w okresach szczytowych na warunkach określonych w szczegółowych porozumieniach z przedsiębiorstwem energetycznym) lub być producentem energii (mikrogeneracja). Rozwiązaniami umożliwiającymi mikrogenerację energii są np.: nowoczesny kocioł biomasowy, agregat kogeneracyjny, kotłownia/elektrownia wirtualna, samochód/autobus hybrydowy, rozproszone technologie ekologiczno-energetyczne: biogazownie, małe wytwórnie paliw (przy cukrowniach, gorzelniach), paleciarnie/brykieciarnie, nowoczesna reelektryfikacja wsi (nie za pomocą modernizacji/rozbudowy sieci, a poprzez budowę lokalnych źródeł wytwórczych), paliwa drugiej generacji (biomasowe paliwa gazowe). W procesie wspomagającym rozwój modelu prosumenta niezwykle istotna jest rola segmentu operatorstwa dystrybucyjnego, małe (stosunkowo) jednostkowe nakłady inwestycyjne, zdolność technologii do odpowiedzi na sygnały rynkowe, małe krajowe roczne wzrosty zapotrzebowania na energię Sprzedawcy energii elektrycznej Od 1 lipca 2007 r. każdy odbiorca, także gospodarstwo domowe, może zadecydować od kogo kupi energię elektryczną. Czyli może wybrać sprzedawcę energii. Sprzedawcą może być dowolna spółka posiadająca koncesję na obrót energią elektryczną w Polsce. Sprzedawcy płaci się za ilość sprzedanej energii, a także (opcjonalnie) reguluje się opłaty stałe za czynności handlowe (fakturowanie i obsługę odbiorcy). Sprzedawca kupuje i sprzedaje energię elektryczną, ale nie jest jej dystrybutorem, nie jest właścicielem i nie odpowiada za sieć dystrybucyjną Operatorzy systemu dystrybucyjnego (OSD) Zgodnie z definicją zawartą w ustawie Prawo Energetyczne Operatorem Systemu Dystrybucyjnego (OSD) jest przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję paliw gazowych albo energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch w sieci rozdzielczej na określonym w koncesji obszarze kraju. Dystrybutorzy odpowiadają za dostarczenie energii elektrycznej z wykorzystaniem własnej sieci energetycznej. Dystrybutora nie można wybrać. To, z usług jakiego dystrybutora korzysta odbiorca, zależy od lokalizacji. Operator odpowiada też za przyłączenia do sieci. Operatorowi płaci się za ilość przesłanej energii elektrycznej oraz opłaty stałe z tytułu utrzymania sieci. Na polskim rynku energii rolę operatorów sieci dystrybucyjnej pełnią generalnie spółki dystrybucyjne, które posiadają i zarządzają siecią elektroenergetyczną o napięciu znamionowym do 110 kv. Aktualnie funkcjonuje 20 OSD30. Zasięg działania głównych operatorów przedstawiono na Rys. 13. Dane szczegółowe dot. operatorów przedstawiono w załączniku A (rozdział 8)

100 Rys. 13 Główni Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych na polskim rynku energii elektrycznej (na podstawie danych zamieszczonych w serwisie internetowym URE) Operator systemu przesyłowego (OSP) Zgodnie z definicją zawartą w ustawie Prawo Energetyczne Operatorem Sieci Przesyłowej (OSP) jest przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem paliw gazowych lub energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym gazowym albo systemie przesyłowym elektroenergetycznym. Odpowiedzialne jest za bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami gazowymi albo innymi systemami elektroenergetycznymi. Rolę tę, w systemie elektroenergetycznym, pełni aktualnie spółka: Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A., ul. Warszawska 165, KonstancinJeziorna, wyznaczona w dniu 24 grudnia 2007 r. na okres od 1 stycznia 2008 r. do 1 lipca 2014 r. 100

101 Rys. 14 Schemat sieci przesyłowej (na podstawie danych zamieszczonych w serwisie internetowym PSE Operator) Aby przesył energii z elektrowni do odbiorcy był możliwy musi istnieć rozległa sieć linii i stacji elektroenergetycznych. Istniejącą w Polsce sieć przedstawiono na Rys. 14. Przesyłanie energii poprzez sieć elektroenergetyczną wiąże się ze stratami, których zmniejszenie jest możliwe m.in. poprzez podwyższanie napięcia elektroenergetycznych linii przesyłowych. Zależnie od odległości, na jakie ma być przesyłana energia, różne są wartości stosowanych obecnie napięć. Wynoszą one: od 220 do 400 kv (tzw. najwyższe napięcia -NN), w przypadku przesyłania energii na duże odległości, 110 kv (tzw. wysokie napięcie), w przypadku przesyłania energii na odległości nieprzekraczające kilkudziesięciu kilometrów (zarządzane przez OSD), od 10 do 30 kv (tzw. średnie napięcia), stosowane w lokalnych liniach rozdzielczych(zarządzane przez OSD). Transformacja napięcia dla celów przesyłu, a następnie jego zmiana do poziomu, na którym możliwe jest stosowanie elektrycznych urządzeń powszechnego użytku (220/230V lub 380/400V), wymaga korzystania z systemowych stacji elektroenergetycznych najwyższych napięć, wielu stacji rozdzielczych wysokiego napięcia oraz licznych stacji transformatorowych, zamieniających średnie napięcie (rozdzielcze) na powszechnie stosowane w instalacjach odbiorczych (230/400V). Wszystkie te obiekty linie i stacje elektroenergetyczne składają się na system elektroenergetyczny. 101

102 Rys. 15 Majątek sieciowy (na podstawie danych zamieszczonych w serwisie internetowym CIRE) Ze względu na brak możliwości magazynowania energii elektrycznej na skalę przemysłową, w każdym momencie ilość energii wytwarzanej w elektrowniach musi być równa ilości energii zużywanej przez odbiorców z uwzględnieniem strat. System elektroenergetyczny musi więc być zdolny do zmiany kierunków i ilości przesyłanej energii. Jest to możliwe dzięki licznym połączeniom pomiędzy elektrowniami, stacjami elektroenergetycznymi oraz grupami odbiorców energii. Za koordynację pracy całego systemu przesyłowego oraz Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, jako całości, odpowiada OSP. Spółka PSE Operator S.A. prowadzi działalność przesyłową w oparciu o majątek sieci przesyłowej, w którego skład wchodzą m.in. następujące obiekty (stan na 2008 r.): 236 linii o łącznej długości km, w tym: 1 linia o napięciu 750 kv o długości 114 km, 68 linii o napięciu 400 kv o łącznej długości km, 167 linii o napięciu 220 kv o łącznej długości km, 102

103 98 stacji najwyższych napięć (NN). Majątek sieciowy pozostający w gestii OSP przedstawiono Rys Wytwórcy energii W Polsce działa: 19 elektrowni systemowych (zawodowych), w których energia elektryczna powstaje ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego. Produkują one 75% całości energii elektrycznej zużywanej w kraju. Ich lokalizację przedstawiono na Rys. 16. Są to: 1.Grupa Tauron S.A., PKE SA: a. Elektrownia Jaworzno III. Jaworzno; moc elektryczna zainstalowana 1535 MW, osiągalna moc cieplna 372 MWt; b.elektrownia Łagisza. Będzin; moc elektryczna zainstalowana 840 MW, osiągalna moc cieplna 425 MWt; c.elektrownia Łaziska. Łaziska Górne; moc elektryczna zainstalowana 1155 MW, osiągalna moc cieplna 196 MWt; d.elektrownia Siersza. Trzebinia; moc elektryczna zainstalowana 786 MW, osiągalna moc cieplna 36,5 MWt; e.elektrownia Halemba. Ruda Śląska; moc elektryczna zainstalowana 200 MW, osiągalna moc cieplna 58 MWt; f.elektrownia Blachownia. Kędzierzyn Koźle; moc elektryczna zainstalowana 165 MW, osiągalna moc cieplna 174 MWt; g.elektrownia Stalowa Wola. Stalowa Wola; moc elektryczna zainstalowana 350 MW; 2.Grupa EDF Polska: a.elektrownia Rybnik. Rybnik; moc elektryczna zainstalowana 1775 MW; 3.Grupa CEZ: a.elektrownia Skawina. Skawina; moc elektryczna zainstalowana 575 MW; osiągalna moc cieplna 511 MWt; 4.Grupa Electrabel/Suez: a.elektrownia Połaniec. Połaniec; moc elektryczna zainstalowana 1800 MW; 5.Grupa ENEA S.A.: a.elektrownia Kozienice. Kozienice; moc elektryczna zainstalowana 2820 MW; 6.Grupa Energa S.A.: a.elektrownia Ostrołęka. Ostrołęka; moc elektryczna zainstalowana 647 MW; 7.Grupa PGE S.A. (BOT): a.zespół Elektrowni Dolna Odra. Nowe Czarnkowo k. Gryfina; moc elektryczna zainstalowana 1742 MW; b.elektrownia Bełchatów. Rogowiec; moc elektryczna zainstalowana 4440 MW; c.elektrownia Opole. Brzezie k. Opola; moc elektryczna zainstalowana 1532 MW; d.elektrownia Turów. Bogatynia; moc elektryczna zainstalowana 2106 MW; 8.ZE PAK: a. Elektrownia Pątnów. Konin; moc elektryczna zainstalowana 1200 MW; b.elektrownia Adamów. Turek; moc elektryczna zainstalowana 600 MW; 103

104 c.elektrownia Konin. Konin; moc elektryczna zainstalowana 488 MW. (Źródło: CIRE) Rys. 16 Elektrownie systemowe (na podstawie danych zamieszczonych w serwisie internetowym CIRE) ponad 50 elektrociepłowni zlokalizowanych przy dużych aglomeracjach miejskich i ponad 160 elektrociepłowni zlokalizowanych przy dużych zakładach przemysłowych. W elektrociepłowniach jednocześnie wytwarzana jest energia elektryczna i ciepło w procesie skojarzonym. Dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy KSE, wykorzystuje się również Elektrownie SzczytowoPompowe, które są bardzo skutecznym akumulatorem o ogromnej pojemności. Istotną zaletą takiej elektrowni jest możliwość bardzo szybkiego jej uruchomienia w nagłym przypadku, pełną moc osiąga ona w ciągu kilku minut. Elektrownia taka wbrew nazwie nie produkuje sumarycznie prądu, co więcej, sporo (prawie 30%) energii elektrycznej jest w tym procesie tracone. Elektrownie Szczytowo-Pompowe w Polsce wchodzą w skład Grupy Kapitałowej PGE Energia Odnawialna, w której funkcjonuje 29 elektrowni wodnych o łącznej mocy MW, w tym: 2 elektrownie szczytowo-pompowe, 2 elektrownie szczytowo-pompowe z dopływem naturalnym, 3 elektrownie przepływowe. 104

105 Rys. 17 Planowane elektrownie (na podstawie danych zamieszczonych w serwisie internetowym CIRE) Ponadto w przyszłości planowana jest budowa nowych elektrowni (Rys powyżej). Strukturę produkcji elektrycznej w latach przedstawiono w poniższej tabeli. Jak wynika z przedstawionych danych znacząco wzrasta udział odnawialnych źródeł energii (współspalanie biomasy). Dodatkowo produkcję energii elektrycznej wg rodzaju paliwa przedstawiono na Rys

106 Tabela 16 Struktura produkcji energii elektrycznej w latach Wyszczególnienie Produkcja GWh Struktura produkcji Dynamika % % % Elektrownie zawodowe ,58 94,6 94,12 cieplne węgiel kamienny ,64 91,48 92,94 57,09 92,52 53,8 w tym: elektrociepłownie ,62 12,75 12,16 węgiel brunatny gaz ,23 101,36 32,05 2,77 34,09 2,89 współspalanie biomasy ,1 1,03 1,75 wodne ,3 1,66 1,6 Elektrownie przemysłowe ,04 4,81 5,01 Pozostałe 92xr ,99 0,58 0,87 Ogółem , ,47 w tym: Źródła odnawialne 3,35 4,27 (wymagane 5,1) (wymagane 7,0) Źródło: p://lex.pl/serwis/mp/2009/0771 Rys. 18 Produkcja brutto energii elektrycznej według paliw w 2008 r. [TWh] (źródło: cire.pl) 106

107 Władze lokalne Istotnym, z punktu obowiązującej Polityki Energetycznej Państwa, jest zobowiązanie sektora publicznego do pełnienia wzorcowej roli w oszczędnym i efektywnym gospodarowaniu energią. Zgodnie z ustawą Prawo Energetyczne (art. 20), wójt (burmistrz, prezydent miasta) opracowuje plan zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru gminy, lub jej części. Plan taki powinien określać m.in. przedsięwzięcia racjonalizujące użytkowanie energii oraz propozycje w zakresie rozwoju i modernizacji poszczególnych systemów zaopatrzenia w wymienione powyżej nośniki energii wraz z uzasadnieniem ekonomicznym, a także propozycje w zakresie wykorzystania odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej kogeneracji. Już dzisiaj w Polsce gminy są coraz bardziej aktywne w realizowaniu programu oszczędzania energii i wody w obiektach sektora publicznego. Przykładem może być Częstochowa, gdzie w wyniku prowadzenia programu zmniejszono wydatki o kilka milionów złotych. Częstochowa należy do krajowej czołówki jeśli chodzi o skuteczność lokalnej polityki energetycznej. Kształtowaniem i realizacją polityki energetycznej na terenie miasta zajmuje się Biuro Inżyniera Miejskiego, które powstało w 2003 r. w Urzędzie Miejskim. Od roku 2003 realizowany jest program zarządzania energią i środowiskiem w obiektach użyteczności publicznej, którego głównymi celami jest poprawa efektywności energetycznej, ograniczenie zużycia energii elektrycznej i ciepła oraz zmniejszenie kosztów ich zakupu. W Częstochowie realizowane są również zadania termomodernizacyjne. W 2008 r. w 121 obiektach oświatowych zużyto o 24 proc. energii mniej niż w roku W roku 2008 za media energetyczne zapłacono o 623 tys. zł. mniej niż w roku 2003, zaś skumulowane oszczędności zużycia mediów energetycznych, powstałe w latach w 121 budynkach, wynoszą prawie 5,9 mln zł. Wszystkie oszczędności osiągnięto pomimo kilkukrotnych jednostkowych podwyżek cen wody, energii elektrycznej, ciepła sieciowego i gazu. W 121 obiektach oświatowych (przedszkola, szkoły podstawowe, szkoły ponadpodstawowe i średnie) szczegółowo monitorowane są działania oszczędnościowe. Dla każdego z tych obiektów generowany jest raport pokazujący koszty i poziom zużycia mediów energetycznych i wody. Przygotowywany jest również raport zbiorczy dla wszystkich tych obiektów. Zbierane są dane dotyczące zużycia i kosztów energii, zaopatrzenia w wodę i odprowadzenia ścieków. Programem oszczędnościowym objęte są wszystkie obiekty będące własnością częstochowskiego samorządu, raportowanie prowadzone jest dla obiektów oświatowych. Oszczędności uzyskano dwoma sposobami: poprzez przeprowadzenie inwestycji oraz zmian w zarządzaniu budynkami. Od roku 2003 przeprowadzono 7 zadań termomodernizacyjnych, w ramach których zostały docieplone ściany i stropy, wymieniono stolarkę okienną. Podobne działania są planowane w innych budynkach, dla których obecnie przygotowywane są audyty energetyczne. W roku 2004 zmodernizowano także 22 węzły ciepłownicze oraz przebudowano 2 kotłownie węglowe na paliwa bardziej ekologiczne, czyli np. na olej opałowy, ponadto 3 obiekty zostały podłączone do sieci ciepłowniczej. Przebudowa kotłowni na olej i gaz oraz modernizacja węzłów realizowana była w ramach inwestycji miejskich w formule ESCO, czyli spłacana jest z uzyskiwanych oszczędności. W wyniku zawartej z samorządem w 2006 roku ugody, Fortum Częstochowa S.A. wykonało na własny koszt modernizację czterech kotłowni w miejskich budynkach oświatowych, instalując ekologiczne i nowoczesne kotły na ekogroszek. Umowa przewiduje, że po okresie siedmioletniej eksploatacji Fortum przeniesie ich własność na rzecz gminy. Fortum Częstochowa wymieniło także 19 węzłów cieplnych starego typu na nowoczesne węzły wymiennikowe z automatyką pogodową i czasową. Wartość wszystkich zadań zrealizowanych przez Fortum wyniosła 1,22 mln zł. W budynkach, gdzie zostały zmodernizowane węzły cieplne, oprócz automatyki pogodowej, została zainstalowana także automatyka czasowa pozwalająca na stosowanie dolin nocnych, weekendowych oraz obniżanie temperatury w obiektach oświatowych podczas ferii i świąt. W zakresie energii elektrycznej oszczędności uzyskano przede wszystkim poprzez działania 107

108 zarządcze powodujące optymalizację zużycia, ponadto dopasowano taryfy i moce zamówione do faktycznych potrzeb obiektów Regulator rynku energii Centralnym organem administracji rządowej, który jednocześnie ma największy wpływ na rynek energii elektrycznej w Polsce, jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Prezes URE jest organem niezależnym, a podstawowym celem jego działalności jest równoważenie ekonomicznych interesów przedsiębiorstw elektroenergetycznych i odbiorców energii elektrycznej oraz wspieranie rozwoju konkurencji w omawianym sektorze gospodarki. Analizując wpływ regulacji na konkurencję na rynku energii elektrycznej należy uwzględnić również działania podejmowane przez Ministra Skarbu Państwa oraz Ministra Gospodarki. Nie można tutaj pominąć Komisji Europejskiej, która kreuje konkurencyjność w sektorze elektroenergetycznym poprzez dyrektywy. Istotna jest również rola, jaką wywiera w Polsce Ministerstwo Pracy i Polityki Społecznej. Minister Gospodarki, zgodnie z art. 12 ustawy Prawo Energetyczne, jest naczelnym organem administracji rządowej w sprawach polityki energetycznej, a zajmuje się głównie przygotowywaniem założeń polityki energetycznej państwa. Założenia te stara się zrealizować Prezes URE, poprzez tworzenie programu rozwoju sektora elektroenergetycznego oraz wydawanie rozporządzeń (najważniejsze dotyczą taryfowania oraz świadczenia usług przesyłowych). Minister Skarbu Państwa, ze względu na strukturę kapitałową większości przedsiębiorstw energetycznych w Polsce, zajmuje się polityką właścicielską w odniesieniu do omawianego sektora. Głównym zakresem jego działań jest sprawne prowadzanie działań prywatyzacyjnych. Regulacja działalności przedsiębiorstw energetycznych polega na ich stymulowaniu, nadzorowaniu i kontroli zachowań w ramach istniejących szczegółowych uregulowań prawnych i instytucjonalnych. Regulacja jest formą ingerencji w swobodę gospodarczą w celu ograniczania praktyk, które mogą być stosowane przez przedsiębiorstwa funkcjonujące w warunkach monopolu naturalnego. Działania regulacyjne Prezesa URE obejmują wachlarz narzędzi, przy pomocy których oddziałuje on na przedsiębiorstwa energetyczne, starając się jednocześnie równoważyć interesy podmiotów sektora i odbiorców energii. Spośród różnych możliwości oddziaływania najbardziej istotne są tzw. twarde narzędzia, tj. koncesjonowanie i taryfowanie. Informacje na temat udzielonych przez regulatora koncesji przedstawiono w Tabeli Opinia Publiczna/Organizacje konsumenta. Jako przykład opinii publicznej może posłużyć stanowisko Europejskiej Organizacji Konsumentów BEUC, w sprawie wdrażania systemów inteligentnego pomiaru energii (przedstawione na stronach BEUC zakłada, że system inteligentnego opomiarowania energii może przynieść konsumentom wiele korzyści takich jak: eliminacja prognozowanych i niedokładnych rachunków, dostęp do informacji o zużyciu energii, ceny i historyczne dane o zużyciu. BEUC podkreśla rolę licznika jako kluczowego elementu z punktu widzenia odbiorcy. To właśnie od funkcjonalności licznika zależy możliwość uzyskania korzyści przez odbiorcę końcowego, np.: licznik powinien odpowiadać na potrzeby konsumentów produkujących lub zamierzających produkować energię w tzw. mikrogeneracji, tak by nie musieli wymieniać licznika, chcąc skorzystać z tej technologii, licznik powinien pełnić funkcję zarówno licznika debetowego, jak i przedpłatowego. Ponadto, BEUC wskazuje na konieczność standaryzacji liczników, aby np. zmiana sprzedawcy nie niosła ze sobą utrudnień i dodatkowych kosztów. BEUC podkreśla również, że kluczowe jest 31 Na podstawie: 108

109 zapewnienie przejrzystego i sprawiedliwego mechanizmu dystrybucji kosztów wdrożenia systemu. Choć prawdą jest, iż inteligentne liczniki mogą potencjalnie przynieść korzyści wszystkim podmiotom rynku energii (operatorom sieci, sprzedawcom, konsumentom, rządowi) większość bezpośrednich korzyści odniesie wprost branża energetyczna. Powinna ona zatem ponieść większą część kosztów implementacji systemu, a wszelkie oszczędności operacyjne wynikające z wdrożenia systemu powinny znaleźć odzwierciedlenie w wysokości taryf dla odbiorców indywidualnych. (Tomasz Odziemczyk za BEUC konferencja w Sejmie RP) Zestawienie Interesariuszy Na Rys. 19 przedstawiono kluczowych interesariuszy rynku opomiarowania. Interesariusze ci zostaną uwzględnieni przy tworzeniu modeli biznesowych. Poza opisanymi wyżej podmiotami, tj. odbiorcami energii elektrycznej (klientami), sprzedawcami energii, operatorami sieciowymi, wytwórcami energii, opinią publiczną, władzami lokalnymi i regulatorem, w modelu uwzględniono również dostawców liczników (i pozostałych elementów systemu pomiarowego, w tym urządzeń, oprogramowania i usług), operatorów telekomunikacyjnych, organizacje proekologiczne, opiniotwórcze media, naukowców. Należy pamiętać, że wśród grupy interesariuszy szczególną rolę mogą odgrywać odbiorcy będący równocześnie producentami energii. Rys. 19 Mapa Otoczenia Klient Rząd Opinia publiczna Podmioty zarządzające obiektami (spółdzielnie, ) URE Gmina (JST) Związki zawodowe Wpływowa prasa OSD Rynek Opomiarowania Organizacje ekologiczne Naukowcy i eksperci Dostawcy liczników OSP Telekomy Grupy Kapitałowe Ministerstwo Gospodarki Ministerstwo Środowiska Spółki IT Sprzedawca Wytwórcy Energii Zwrot, siła i rodzaj wpływu Legenda: Zwrot strzałki symbolizuje kierunek wpływu podmiotów. Przyjęto następującą notację: Zwrot strzałki oznacza kierunek wpływu, Linia przerywana oznacza niebezpośredniość wpływu danego oddziaływania podmiotu na model (przykładem mogą być związki zawodowe, które niebezpośrednio, ale poprzez OSD oddziaływają na rynek opomiarowania). 109

110 Tabela 17 Pozycjonowanie podmiotów branży w aspekcie pozyskiwania poparcia dla nowego modelu rynku opomiarowania (opracowanie własne) Poziom zainteresowania Władza Mały Mała duży Rząd URE duża D - kluczowy klient D - kluczowy klient Gmina Opinia publiczna A - minimalny wysiłek Wpływowa prasa A - minimalny wysiłek Organizacje ekologiczne Naukowcy i eksperci A - minimalny wysiłek B - informować Telekomy A - minimalny wysiłek B - informować OSP Klient C - usatysfakcjonować D - kluczowy klient C - usatysfakcjonować Sprzedawca B - informować Grupy kapitałowe B - informować Spółki IT B - informować Dostawcy liczników B - informować OSD B - informować Związki zawodowe C - usatysfakcjonować Podmioty zarządzające obiektami C - usatysfakcjonować 3.2 Analiza istniejących opomiarowania modeli biznesowych w zakresie Prawidłowe opomiarowanie oraz rejestrowanie zużycia energetycznych nośników energii jest jednym z podstawowych warunków, które muszą zostać spełnione w przypadku planowanej realizacji działań mających na celu jej oszczędność. Istnieją dwa podstawowe czynniki, które obligują do opomiarowania i rejestrowania zużycia energii w nowoczesnej instytucji bądź zakładzie. Są to: znajomość rzeczywistego zużycia energii; jest ona konieczna do prawidłowej oceny efektów działań oszczędnościowych, kontrolowanie bieżącego zużycia energii, które prowadzi do wykrycia wszelkich nieprawidłowości oraz do poprawy procesów wykorzystujących energię. W świetle powyższych założeń tradycyjny system polegający na okresowym (zwykle comiesięcznym lub rzadszym) odczytywaniu liczników rozliczeniowych nie daje satysfakcjonujących rezultatów. Brak jest bowiem informacji o wielkościach chwilowych, jak również - np. w instytucjach - o wielu obiektach, bądź w zakładach o wielu liniach technologicznych - brak jest szczegółowej informacji dotyczącej poszczególnych obiektów bądź procesów. Aktualnie modele biznesowe w zakresie układów pomiarowo-rozliczeniowych funkcjonują na innych zasadach, co zostało szczegółowo opisane poniżej. Status prawny związany z wdrażaniem systemu inteligentnego opomiarowania w krajach Europy prezentuje poniższa tabela. 110

111 Tabela 18 Status prawny usług pomiarowych w krajach europejskich (źródło: ERGEG, 2007) Zliberalizowany Rozdzielony Nierozdzielony Inne C AT BE Y C Z D DE K + ES FI G FR R H U IT LT N LU LV O PL PT SE SI SK UK AT Austria, BE Belgia CY Cypr, CZ Czechy,DE Niemcy, DK Dania, ES Hiszpania, FI Finlandia, FR Francja, GR Grecja, HU Węgry, IT Włochy,LT Litwa, LU Luksemburg, LV Łotwa,NO Norwegia, PL Polska, PT Portugalia, SE Szwecja, SI Słowenia,SK Słowacja, UK Wielka Brytania Zliberalizowany uwolniony Rozdzielony w sektorze energetycznym ma miejsce rozdział działalności dystrybucyjnej od sprzedaży Nierozdzielony brak rozdziału działalności dystrybucyjnej od sprzedaży Analiza modeli biznesowych na polskim rynku energii elektrycznej Wymagania dla układów pomiarowych Wymagania dla układów pomiarowych, czy podział na grupy taryfowe, wynika z zapisów zawartych w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. Nr 128 poz. 895 z 18 lipca 2007 r. wraz późniejszymi zmianami), które określa sposób przyłączenia do sieci. Sposób tworzenia układów pomiarowych i wymagania stawiane układom pomiarowym w procesie przyłączenia do sieci określone są w warunkach przyłączenia do sieci i umowie o przyłączenie na podstawie tego podziału. Zmiana sposobu pomiaru energii wymaga zmiany warunków przyłączenia i zawarcia nowej umowy o przyłączenie. Jest to znaczne ograniczenie w sposobie zarządzania układami pomiarowymi. Opis kategorii, dla których zdefiniowano rozwiązania techniczne w istniejących Instrukcjach Ruchu i Eksploatacji Sieci opisano w rozdziale Taryfy G11 i G12 Wszyscy sprzedawcy energii w Polsce mają w swojej ofercie co najmniej dwie podstawowe taryfy dla odbiorców indywidualnych: G11 i G12. Taryfa G11 to najczęściej wybierana, uniwersalna taryfa dla standardowego użytkowania energii w gospodarstwie domowym. Jej cechą charakterystyczną jest stała cena energii elektrycznej we wszystkie dni i wszystkie godziny doby (tzw. rozliczenie jednostrefowe). Natomiast taryfa G12 umożliwia odbiorcom rozliczanie zużytej energii w dwóch strefach czasowych doby (tzw. rozliczenie dwustrefowe). Strefa z niższą stawką taryfową obowiązuje przez 10h w ciągu doby, zazwyczaj w godz (tzw. dolina nocna) oraz w godz (tzw. dolina dzienna). Strefa z wyższą stawką taryfową obowiązuje przez 14h w ciągu doby, zazwyczaj w godz (tzw. szczyt przedpołudniowy) oraz w godz (tzw. szczyt popołudniowy). Zgodnie z obowiązującym prawem odbiorcy grup taryfowych G lub C, chcący zmienić taryfę, nie są zobowiązani do posiadania licznika z rejestracją danych. O instalację odpowiedniego licznika dla taryfy powinien zadbać operator systemu dystrybucyjnego, ponieważ to on jest jego właścicielem. Licznik jako urządzenie pomiarowe musi posiadać ważną legalizację. Okres legalizacji dla liczników energii elektrycznej czynnej prądu przemiennego: klasy dokładności 0,2; 0,5; 1,2 wynosi dla: 111 +

112 liczników indukcyjnych o mocy nominalnej nie większej niż 30kW okres legalizacji pierwotnej i jednostkowej wynosi 15 lat (15 lat wynosi również okres ważności legalizacji ponownej), przekładnikowych, statycznych oraz innych, o mocy nominalnej większej niż 30kW 8 lat (8 lat wynosi również okres ważności legalizacji ponownej). Cechy legalizacyjne licznika są umieszczone na jego obudowie, przy czym z jednej strony jest informacja o urzędzie wykonującym legalizację, a z drugiej strony rok w którym legalizacja nastąpiła. Od daty tam widniejącej zaczyna się okres ważności legalizacji (podstawa prawna: Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 2 kwietnia 2004 r. w sprawie prawnej kontroli metrologicznej przyrządów pomiarowych (Dz. U. Nr 77, poz. 730), w szczególności załącznik nr 35) Rozliczenia z OSD Rozliczenia między OSD a klientem (odbiorcą końcowym) z tytułu dystrybucji energii elektrycznej dokonywane są według cen, stawek opłat i zasad ich stosowania, określonych w Taryfie Operatora Systemu Dystrybucyjnego. Z reguły rozliczenia dokonywane są w okresach rozliczeniowych, na podstawie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego (licznika) dla każdego z przyłączy, określonych w umowie kompleksowej lub umowie o świadczenie usług dystrybucyjnych. Okres rozliczeniowy zależy ściśle od grupy taryfowej odbiorcy, wyjątek stanowią odbiorcy korzystający z systemu przedpłatowego (sposób rozliczeń określa umowa kompleksowa lub umowa o świadczenie usług dystrybucyjnych). Stawki opłat abonamentowych są kalkulowane dla poszczególnych grup taryfowych. Jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż jeden miesiąc, w okresie tym mogą być pobierane opłaty za usługi dystrybucyjne w wysokości określonej na podstawie prognozowanych dostaw energii elektrycznej w tym okresie, z uwzględnieniem sezonowości poboru energii elektrycznej i trendu poboru energii przez odbiorcę, w okresie ostatnich dwóch lat. Jeśli w rozliczeniu wystąpi nadpłata, podlega ona zaliczeniu na poczet płatności na najbliższy okres rozliczeniowy, o ile odbiorca nie zażąda jej zwrotu. Niedopłata natomiast doliczana jest do pierwszej faktury wystawionej dla najbliższego okresu rozliczeniowego. Odbiorca nie płaci więc za energię zużywaną w czasie rzeczywistym. Funkcjonujący system rozliczania jest często niezrozumiały dla odbiorców, którzy nie mają jasności za co płacą. Szczegóły rozliczenia odbiorcy z OSD przedstawiono na przykładzie PGE ZEW Teren S.A. 1.Rozliczenia za świadczone usługi dystrybucyjne dokonywane są w okresach rozliczeniowych, na podstawie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego dla każdego z przyłączy, określonych w umowie kompleksowej lub umowie o świadczenie usług dystrybucyjnych, zgodnie z pkt. 2; 2.Dla odbiorców z grup taryfowych wskazanych poniżej, rozliczenia dokonywane są w okresach: A21, A23, B23 10-dniowych, B21, B22 15-dniowych, B11, C21, C22a, C22b, C11, C12a, C12b, C11o jednomiesięcznych, G11, G12 sześciomiesięcznych lub jednomiesięcznych; 3.Okresy rozliczeniowe nie odnoszą się do odbiorców rozliczanych w systemie przedpłatowym. Sposób rozliczeń z tymi odbiorcami określa umowa kompleksowa lub umowa o świadczenie usług dystrybucyjnych; 4.W przypadku zmiany stawek opłat w trakcie okresu rozliczeniowego, ilość energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy w okresie od dnia ostatniego odczytu do dnia poprzedzającego dzień zmiany stawek opłat, może być obliczona w oparciu o 112

113 średniodobowe zużycie energii elektrycznej tego odbiorcy w tym okresie rozliczeniowym, o ile odbiorca nie zgłosi stanu licznika na dzień zmiany taryfy; 5.W przypadku, gdy okres rozliczeniowy jest dłuższy niż jeden miesiąc, za dany okres mogą być pobierane opłaty za świadczone usługi dystrybucji, w wysokości określonej na podstawie prognozowanego zużycia energii elektrycznej w tym okresie, z uwzględnieniem sezonowości poboru energii elektrycznej i trendu poboru energii przez odbiorcę, w okresie ostatnich 2 lat; 6.Jeżeli w wyniku wnoszenia opłat na podstawie prognozowanego zużycia energii elektrycznej, o którym mowa w pkt. 3, powstanie nadpłata lub niedopłata za świadczone usługi dystrybucji: nadpłata podlega zaliczeniu na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, o ile odbiorca nie zażąda jej zwrotu, niedopłata doliczana jest do pierwszej faktury wystawionej za najbliższy okres rozliczeniowy. W rozliczeniach z odbiorcami zasilanymi poprzez własne transformatory, pomiarów poboru mocy i zużycia energii elektrycznej dokonuje się po stronie górnego napięcia transformatora. Strony mogą uzgodnić zainstalowanie układów pomiaroworozliczeniowych po stronie dolnego napięcia dla odbiorców rozliczanych jednostrefowo. Jeżeli strony umowy uzgodnią zainstalowanie układów pomiarowo-rozliczeniowych po stronie dolnego napięcia, wielkość pobranej mocy i energii określa się na podstawie odczytów wskazań tych układów, powiększonych o wielkości strat mocy i energii w transformatorach. Straty energii czynnej oblicza się na podstawie wskazań urządzeń do pomiaru wielkości strat, sprawdzonych i zaplombowanych przez operatora. W przypadku braku tych urządzeń wysokość strat określa umowa; 7.Dla odbiorców zasilanych z sieci dystrybucyjnej niskiego napięcia, rozliczanych na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych zainstalowanych po stronie górnego napięcia transformatora, którego właścicielem jest operator, straty mocy i energii oraz straty transformacji w wysokościach podanych w pkt. 6. odpowiednio odejmuje się; 8. W uzasadnionych technicznie przypadkach w rozliczeniach z odbiorcami zasilanymi liniami kablowymi lub napowietrznymi, które nie są własnością operatora, w przypadku gdy układ pomiarowo - rozliczeniowy nie rejestruje strat energii występujących w tych liniach, odczyty wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego powiększa się o straty energii elektrycznej w liniach. Straty te oblicza się na podstawie wskazań urządzeń do ich pomiaru. W przypadku braku urządzeń do pomiaru strat, ilość pobranej przez odbiorcę energii czynnej na ich pokrycie określa się w umowie w zależności od rodzaju, długości, przekroju i obciążenia linii; W przypadku, gdy układ pomiarowo rozliczeniowy, zainstalowany w innym miejscu niż miejsce dostarczania energii elektrycznej, rejestruje straty energii elektrycznej występujące w liniach będących własnością operatora to odczyty wskazań układu pomiarowo rozliczeniowego pomniejsza się na zasadach określonych powyżej; 9.W przypadku trwającej dłużej niż jeden okres rozliczeniowy niesprawności elementu układu pomiarowo - rozliczeniowego będącego własnością odbiorcy, która uniemożliwia określenie ilości pobranej energii w strefach, do rozliczeń stosuje się stawki opłat z grupy taryfowej, wg której możliwe jest dokonanie rozliczeń w oparciu o sprawne urządzenia pomiarowe; 113

114 10.W przypadku uszkodzenia, o którym mowa w pkt. 9, trwającego krócej niż jeden okres rozliczeniowy rozliczeniowego lub w przypadku będącego uszkodzenia własnością elementu operatora, ilość układu pomiarowo - energii pobranej w poszczególnych strefach czasowych doby ustala się na podstawie proporcji odniesionych do zużycia w tych strefach w okresie rozliczeniowym poprzedzającym lub następującym po okresie niesprawności; 11.Stawki opłat zawarte w taryfie nie zawierają kosztów eksploatacji instalacji oświetlenia ulic, placów i dróg publicznych (w szczególności konserwacji, wymiany źródeł światła). Odbiorca ponosi opłaty związane z eksploatacją instalacji oświetleniowych w wysokości i na zasadach określonych w odrębnej umowie; 12.Za wznowienie dostarczania energii elektrycznej, po wstrzymaniu jej dostaw z przyczyn, o których mowa w art. 6 ust.3 i 3a ustawy, pobiera się opłatę w wysokości: na napięciu nn 71,74 zł na napięciu SN 107,61 zł na napięciu WN 134,52 zł; 13.Czasowe odłączenie odbiorcy od sieci, na jego życzenie, nie zwalnia go od ponoszenia opłaty dystrybucyjnej w części wynikającej ze składnika stałego stawki sieciowej i stawki opłaty przejściowej, w pełnej wysokości; 14.W przypadku odbiorców, dla których usługi dystrybucji świadczone są w oparciu o umowę kompleksową, rozliczeń i korekt dokonuje spółka obrotu świadcząca usługę kompleksową na zasadach określonych Taryfie; 15.Odbiorcy, dla których usługi dystrybucji świadczone są w oparciu o umowy kompleksowe, a u których zainstalowano liczniki przedpłatowe, rozliczani są wg stawek z dotychczas stosowanej w rozliczeniach grupy taryfowej, zaś w przypadku odbiorców nowo przyłączonych, wg stawek z jednej z grup taryfowych Liczniki przedpłatowe Liczniki przedpłatowe są znane na polskim rynku energii elektrycznej. Skala zastosowania przedpłat za energię obejmowała w 2008 r. ponad odbiorców. Opracowany przez jednego z polskich producentów system przedpłatowy daje możliwość dostawy energii elektrycznej i gazu w przedpłacie poprzez 20-cyfrowe kody generowane dla indywidualnych liczników typu LEW (brak możliwości wprowadzenia kodu do innego licznika). Dystrybucja kodów jest możliwa w tym systemie przez Biura Obsługi Klienta Przedsiębiorstwa Energetycznego, w energomatach lub przez operatorów terminali kasowych (supermarkety, sklepy, stacje benzynowe), operatorów stron internetowych, czy telekomunikacyjnych. Uwzględniając wszystkie możliwości zakupu kodów, przedpłatowa energia okazuje się najkorzystniejszym wyborem dla każdego, kto chce i lubi planować swoje wydatki. Niezależnie od tego, że przedpłaty za prąd są wyjątkowo wygodnym sposobem zakupu i rozliczania energii, istnieje także duży potencjał wykorzystania systemu przedpłatowego jako narzędzia udzielania efektywnej, bezgotówkowej pomocy rodzinom w przejściowych trudnościach finansowych. Propagacja systemu przedpłatowego będzie możliwa dzięki wdrażaniu systemu inteligentnego opomiarowania, gdzie odbiorca będzie sam mógł decydować, jaki typ licznika (przedpłatowy czy nie) będzie chciał mieć zainstalowany (oczywiście w zależności od przyjętych standardów wdrożeniowych). Istnieje też możliwość, by system przedpłatowy był standardem w nowych licznikach. 114

115 3.2.2 Model pozyskiwania, przetwarzania oraz zarządzania danymi pomiarowymi i pomiarowo-rozliczeniowymi w zakresie bilansowania handlowego systemu elektroenergetycznego Istotą modelu przetwarzania danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych w procesie bilansowania systemu elektroenergetycznego jest wyznaczenie rzeczywistej ilości dostaw energii elektrycznej (ER) dla jednostek grafikowych (JG), tj. podstawowych obiektów rynku bilansującego, zdefiniowanych przez zbiór miejsc dostarczenia energii rynku bilansującego (MB). Wymagania techniczne dla układów pomiarowych i systemów pomiarowo rozliczeniowych są definiowane przez OSP i OSD odpowiednio w IRiESP i IRiESD. Szczegółowe zasady przetwarzania danych pomiarowych i wyznaczania rzeczywistej ilości dostaw energii opisuje IRiESP bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi. Rzeczywista ilość dostaw energii dla jednostki grafikowej jest wyznaczana przez OSP na podstawie rzeczywistej ilości dostaw energii w MB oraz algorytmów agregacji. Rzeczywista ilość dostaw energii w MB wyznaczana jest przez OSP na podstawie rzeczywistej ilości dostaw energii w MD.Z kolei rzeczywista ilość dostaw energii w MD wyznaczana jest na podstawie danych pomiarowych pochodzących z fizycznych punktów pomiarowych (FPP) oraz algorytmów wyznaczania energii. Sposób pozyskiwania przez OSP danych pomiarowych pochodzących z FPP jest uzależniony od położenia MB: Dla Miejsca Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego znajdujących się w podstawowym obszarze RB sposób pozyskiwania danych pomiarowych określony jest w IRiESP Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci. Dane pochodzące z fizycznych punktów pomiarowych podstawowych pozyskiwane są bezpośrednio do systemu zdalnego odczytu danych pomiarowych OSP, natomiast dane pochodzące z fizycznych punktów pomiarowych rezerwowych pozyskiwane są poprzez System Wymiany Informacji o Rynku Energii (WIRE) Operatora Pomiarów wskazanego przez danego URB. W przypadku URB będących OSD są to dane pomiarowe pochodzące z układów pomiarowych rezerwowych zainstalowanych po stronie 110 kv transformatorów NN/110 kv. Dla MB znajdujących się w rozszerzonym obszarze RB pozyskiwanie danych pomiarowych pochodzących zarówno z FPP podstawowych jak i FPP rezerwowych jest realizowane poprzez system WIRE Operatorów Pomiarów wskazanych przez URB, do których należą fizyczne punkty pomiarowe. W takim przypadku dane pomiarowe są przekazywane do OSP przez różnych Operatorów Pomiarów. W przypadku URB będących OSD są to dane pomiarowe pochodzące z układów pomiarowych zlokalizowanych na liniach o napięciu 110 kv, którymi energia elektryczna wymieniana jest pomiędzy poszczególnymi OSD oraz układów pomiarowych zainstalowanych po stronie 110 kv transformatorów blokowych jednostek wytwórczych objętych rozszerzonym obszarem RB. Dla MB reprezentujących dostawy energii w sieci dystrybucyjnej nie objętej obszarem Rynku Bilansującego, dane pomiarowo-rozliczeniowe są pozyskiwane w podziale na ilość energii pobranej i oddanej przez wszystkich URD reprezentowanych w tym MB. Dane pomiarowo-rozliczeniowe dla MB są pozyskiwane poprzez Systemy Wymiany Informacji o Rynku Energii OSD albo Operatora Rynku tego OSD, jako URBOSD, na którego terenie znajdują się PDE składające się na dane MB. W przypadku URB będących OSD są to dane pomiarowo-rozliczeniowe reprezentujące wymianę energii elektrycznej pomiędzy parami OSD na napięciu niższym niż 110 kv oraz dane pomiarowo-rozliczeniowe reprezentujące dostawy do Uczestników Rynku Detalicznego, przypisanych do odpowiednich podmiotów odpowiedzialnych za ich bilansowanie handlowe. 115

116 Na Rynku Bilansującym obowiązują jednolite standardy identyfikowania fizycznych punktów pomiarowych i miejsc dostarczania energii rynku bilansującego oraz jednolite schematy gromadzenia i przetwarzania danych w systemach komputerowych, w tym formaty i typy danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych. Przetwarzanie danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych energii na Rynku Bilansującym jest realizowane w następujących cyklach rozliczeniowych: dobowym wstępnym wielkości ER dla doby n są wyznaczane przez OSP w dobie n+1, jako niezatwierdzone, dla celów weryfikacji poprawności danych pomiaroworozliczeniowych i wyznaczonych wielkości ER, dobowym podstawowym wielkości ER dla doby n są wyznaczane przez OSP w dobie n+4 jako zatwierdzone, stanowiące podstawę do rozliczeń, korygującym umożliwiającym skorygowanie wyznaczonych wcześniej wielkości ER. Dla potrzeb korygowania wyznaczonych wielkości rzeczywistej ilości dostaw energii elektrycznej, dane pomiarowo-rozliczeniowe dla Fizycznego Miejsca Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego, dla doby n, są pozyskiwane w trybie korekty ER od 1 do 5 dnia każdego miesiąca kalendarzowego. Korekta ER dotycząca poszczególnych dób handlowych miesiąca m jest wykonywana w miesiącach m+2 oraz m+4. Z kolei w obszarze sieci dystrybucyjnej nie objętej obszarem Rynku Bilansującego dane pochodzące z punktów dostarczenia energii są pozyskiwane przez OSP w podziale na ilość energii pobranej i oddanej w poszczególnych miejscach dostarczenia energii. Dla tych miejsc łączny okres korygowania danych pomiarowo rozliczeniowych wynosi: 13 miesięcy (dla dób handlowych miesięcy kalendarzowych do grudnia 2009), korekty są sporządzane w trybie korekty w miesiącach m+2, m+4, m+13, 15 miesięcy (dla dób handlowych miesięcy kalendarzowych od stycznia 2010), korekty są sporządzane w trybie korekty w miesiącach m+2, m+4, m+15. W przypadku braku danych pomiarowych lub pomiarowo-rozliczeniowych niezbędnych do wyznaczenia ER dla danego miejsca dostarczania (np. w wyniku zdarzeń awaryjnych), korzysta się z procedur substytucji danych rozliczeniowych, gdzie w pierwszej kolejności odbywa się substytucja danych dla fizycznych punktów pomiarów, dalej dla miejsc dostarczenia energii oraz Jednostki Grafikowej. Dane pomiarowe z fizycznych punktów pomiarów zgromadzone w Centralnym Systemie Pomiarowo-Rozliczeniowym podlegają udostępnieniu poszczególnym Operatorom Pomiarów w ramach Jednostki Grafikowej poprzez System WIRE Analiza modeli biznesowych na zagranicznych rynkach energii elektrycznej W roku 2006 ERGEG opublikował raport opisujący sytuację na rynku inteligentnego opomiarowania, bazujący na ankiecie wysłanej do regulatorów wiosną 2006 r. Zawarł w nim kluczowe informacje co do zakresu ram prawnych oraz działań dotyczących opomiarowania, jak również modeli europejskich rynków energii elektrycznej. Analiza regulacji prawnych dla poszczególnych krajów wykazała, że usługi odczytywania pomiarów są ściśle powiązane z OSD. W rzeczywistości usługi pomiarowe prowadzone są tradycyjnie przez Operatora Sieci Dystrybucyjnej, który jest jednocześnie dostawcą energii (uogólnienie - szczegóły opisano w punkcie w kontekście rynku konkurencyjnego) dla odbiorców domowych. Z drugiej strony okazało się, że niewielka liczba krajów rzeczywiście liberalizuje usługi lub wprowadza jakieś formy oddzielenia formalno-prawnego obszaru dystrybucji od operatora pomiarów. Wraz z otwarciem rynku usług, usługa odczytów może być postrzegana jako działanie, które może być prowadzone także przez inne podmioty, takie jak sprzedawca lub niezależne firmy specjalistyczne. 116

117 Licznik w większości przypadków jest własnością Operatora Sieci Dystrybucyjnej. Aczkolwiek istnieją, oprócz OSD, inni właściciele licznika. Różne scenariusze zestawiono w Tabeli 19. Tabela 19 Własność inteligentnych liczników (źródło: ERGEG, 2007, 2009) Interesariusz Elektroenergetyka Gaz Operator Sieci BE (1), DE, EE, ES, IE, IT, LT, LU, LV,BE (1), CZ, DE, ES, IT, LU, PL, SI, SE, Dystrybucyjnej MT, NL, NO, PL, PT, RO, SE, SK, UK SK, UK Sprzedawca ES, NL, RO, UK UK Operator pomiarów DE, RO, UK DE Gmina FR CZ Klient ES, PL, RO, SI, UK CZ, PL, SI, ES, UK Własność nie podlegająca DK DK, LV regulacji Żadne z powyższych BE, GR AT Austria, BE Belgia CY Cypr, CZ Czechy,DE Niemcy, DK Dania, EE Estonia, ES Hiszpania, FI Finlandia, FR Francja, GR Grecja, HU Węgry, IE Irlandia, IT Włochy,LT Litwa, LU Luksemburg, LV Łotwa,MT Malta, NL Holandia, NO Norwegia, PL Polska, PT Portugalia, RO Rumunia, SE Szwecja, SI Słowienia, SK Słowacja, UK Wielka Brytania Liczniki są obsługiwane przez głównie przez Operatora Sieci Dystrybucyjnej jak pokazano w Tabeli 20. W niektórych przypadkach inne podmioty są zaangażowanie w obsługę licznika. Obsługę licznika w kwestionariuszu podzielono na następujące aspekty: instalacja, obsługa, odczyty, baza odczytów. 117

118 Tabela 20 Obsługa licznika (źródło: ERGEG, 2007) Interesariusz Operator Sieci Dystrybucyjnej Instalacja Obsługa Odczyty Baza odczytów Sprzedawca Operator Pomiarów Klient Nie zdefiniowana Żadne z powyższych Elektroenergetyka Gaz AT, BE (1), DE, ES, FI, FR, IT, LT, AT, BE (2), CZ, DE, IT, LU, NL, LU, LV, NO, PL, PT, SI, SE, SK, TR PL, SI, SE, SK, UK AT, BE (1), DE, ES, FI, FR, IT, LT, AT, BE (2), CZ, DE, IT, LU, NL, LU, LV, NO, PL, PT, SI, SE, SK, TR PL, SI. SE, SK, UK AT, BE (1), DE, DK, ES, FI, FR, GR, IT, LT, LU, LV, NO, PL, PT, SI, AT, BE (2), CZ, DE, DK, IT, LU, PL, SE, SK, TR SI, SE, SK AT, BE (1), DE, ES, FI, FR, GR, IT, LT, LU, LV, NO, PL, PT, SI, SE, AT, BE (2), CZ, DE, IT, LU, PL, SI, SK, TR SE, SK Instalacja: TR, UK Instalacja: UK Obsługa: TR, UK Obsługa: UK Odczyty: TR, UK Odczyty: IT, UK Baza odczytów FR, UK Baza odczytów: BE (1), NL, UK Instalacja: DE Obsługa: DE Instalacja: DE Obsługa: DE Odczyty: BE (1), NL Baza odczytów BE (1) Instalacja: FI, FR, PL, TR, UK Instalacja : PL Obsługa: PL Obsługa: ES, FI, PL, TR, UK Instalacja: BE (1), DK, ES, LV Instalacja: BE (1), DK Obsługa: BEObsługa: BE (1), DK, ES, LV (1), DK Odczyty: BE (1), ES, LV Odczyty: BE (1) Baza Odczytów: BE (1), DK, ES, Baza odczytów: BE (1), DK LV Instalacja: GR Obsługa: GR AT Austria, BE Belgia CZ Czechy,DE Niemcy, DK Dania, ES Hiszpania, FI Finlandia, FR Francja, GR Grecja, HU Węgry, IT Włochy,LT Litwa, LU Luksemburg, LV Łotwa,NO Norwegia, PL Polska, PT Portugalia, SE Szwecja, SI Słowenia,SK Słowacja, UK Wielka Brytania W większości krajów organy odpowiedzialne za wprowadzenie zmian w przepisach to rządy lub urzędy regulacji. Innym ważnym aspektem prawnym jest dostęp do danych dotyczących zużycia przez strony trzecie. Kwestia ta jest szczególnie istotna, np. dla nowych, potencjalnych sprzedawców. Potencjalnych, nowych dostawców interesuje profil zużycia energii przez danego konsumenta. W sektorze energii elektrycznej, przepisy dotyczące tych kwestii są już zdefiniowane lub są w trakcie definiowania w ponad połowie badanych krajów (patrz Tabela 21). 118

119 Tabela 21 Dostęp odbiorcy do danych(źródło: ERGEG, 2009) Dane Elektroenergetyka Gaz Składniki bilingu AT, BE, CY, CZ, DE, DK, EE, ES, FI, FR, GR, HU, IE, IS, IT, LU, NL, NO, PL, PT, RO, SE, SK, UK AT, BE, CY, CZ, DE, DK, EE, ES, FI, FR, GR, HU, IE, IS, IT, LU, NL, NO, PL, PT, RO, SE, SK, UK Historia przebiegu krzywej obciążenia BE, CY, DE, DK, EE, ES, FI, FR, GR, IE, IS, IT, PT, RO, SE, SK, UK BE, DK, ES, FR, IT, NL, PT, UK Chwilowa moc AT, CY, CZ, DE, FR, GR, IS, IT, NO, PL, RO Jakość energii/gazu DK, FI, FR, PL, PT, SK Zużycie AT, BE, CZ, DE, DK, EE, ES, FR, IE, IT, LV, LU, NL, PL, PT, SE, SK, SI AT, BE, CZ, DE, DK, ES, FR, IE, IT, LV, LU, NL, PL, PT, SK, SI, UK BE, CZ, DK, EE, ES, IT, LV, PT, SK AT Austria, BE Belgia, CZ Czechy,DE Niemcy, DK Dania, ES Hiszpania, FI Finlandia, FR Francja, GR Grecja, HU Węgry, IT Włochy,LT Litwa, LU Luksemburg, LV Łotwa,NO Norwegia, PL Polska, PT Portugalia, SE Szwecja, SI Słowenia,SK Słowacja, UK Wielka Brytania W praktyce, można wyodrębnić dwa różne podejścia do problemu. W pierwszej grupie krajów istnieje zasada, że OSD dostarcza dane do konsumenta lub sprzedawcy. W drugiej grupie krajów, prawo stanowi, że konsumenci są właścicielami swoich danych pomiarowych. Dane te są traktowane zgodnie z zasadami poufności przez OSD lub sprzedawcę i nie mogą być udostępniane osobom trzecim (np. potencjalnym dostawcom) bez zgody konsumenta. Wreszcie, tam, gdzie usługa jest zliberalizowana (np. Wielka Brytania), zagadnienie nie jest regulowane, ponieważ dostawcy są odpowiedzialni za dokonywanie pomiarów i mają już dostęp do danych dotyczących zużycia. Działania wspierające ze strony państwa w sektorze energii elektrycznej zostały przyjęte w wielu krajach. Faktem jest jednak, że bezpośrednie działania ze strony państwa są rzadkością. Na ogół preferowane są pośrednie polityki, takie jak wprowadzenie norm technicznych i operacyjnych, a także zachęty finansowe lub możliwości współfinansowania kosztów operacyjnych Kwestionariusz rozróżniał trzy główne kierunki: rozszerzenie, wsparcie finansowe (w kategoriach zachęty finansowe dla wdrożenia lub współfinansowanie kosztów operacyjnych), a także działania ukierunkowane na rozwój licznika i standardów operacyjnych (w kategoriach poparcie dla normalizacji lub obowiązek używania ogólnodostępnych standardów). Zestawienie działań wpierających rozwój systemów inteligentnego opomiarowania przedstawiono w Tabeli

120 Tabela 22 Działania wspierające rozwój systemów inteligentnego opomiarowania (źródło: ERGEG, 2009) Rodzaje działań Elektroenergetyka Gaz Regulacje prawne (zobowiązania) BE, CY, DE, DK, ES, FI, FR, IT, NO, PL, PT, BE, DE, EE, FR, IT, PL, PT Zachęty finansowe CY, DK, EE, IS, IT, NL, PL DK, EE, IT, NL, PL Rozwój standaryzacji licznika AT, BE, DE, DK, NL, PL DK, EE, NL,PL Minimalne wymagania funkcjonalne AT, BE, FR, GR, IT, NL, NO, PL BE, EE, FR, IT, NL, PL Częstsze odczyty licznika AT, BE, DE, DK, EE, FI, FR, IT, NL, NO, PL, PT, SE BE, DE, DK, EE, FR, IT, NL, PL Wydajność energetyczna AT, BE, CY, DE, DK, EE, FI, FR, GR, IT, NL, NO, PL, PT, RO, UK BE, DE, DK, EE, FR, NL, PL, PT, SI, UK Zarządzanie maksymalnym obciążeniem BE, CY, DK, EE, FI, FR, GR, IT, NL, DK, EE, IT, NL, PL, SI PL, SE 3.3 Stan opomiarowania elektrycznej dostaw (zużycia i produkcji) energii Stan opomiarowania dostaw energii elektrycznej został przygotowany w oparciu o raport DGA, gdzie dane dotyczące urządzeń pomiarowych zainstalowanych u odbiorców zostały opracowane na podstawie informacji otrzymanych od osiemnastu operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD). W ogólnych rozważaniach liczba liczników przewidzianych do wymiany została potraktowana jako całkowita liczba urządzeń pomiarowych zainstalowanych u danego OSD. Na podstawie informacji przekazanych przez przedsiębiorstwa energetyczne realizujące zadania OSD, możliwe było przeprowadzenie całościowego podsumowania danych dotyczących liczby urządzeń pomiarowych, odczytywanych w sposób zdalny w sieciach dystrybucyjnych należących do poszczególnych OSD. W funkcji grup taryfowych oraz wyszczególnionej własności urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych dokonano zestawienia informacji dotyczących liczby liczników energii elektrycznej odczytywanych zdalnie (DGA,2008) Charakterystyka i zestawienie zainstalowanych liczników Aktualnie w Polsce zainstalowanych jest około 16 milionów liczników energii elektrycznej (na koniec 2008 r. z energii elektrycznej korzystało 16 mln 202 tys. odbiorców końcowych). Prezentowana charakterystyka urządzeń pomiarowych została dokonana w odniesieniu do tych liczników, których cechy i parametry techniczne można było ustalić na podstawie otrzymanych od OSD danych (dane na koniec roku 2007). Pominięto liczniki posiadające cechy legalizacyjne nadane przed 1983 rokiem. Prezentowane dane dotyczą urządzeń pomiarowych, które posiadają cechy legalizacyjne nadane w latach (25 lat). Łączna liczba sklasyfikowanych w ten sposób liczników energii elektrycznej wynosi ,3 tys. szt., w tym liczników indukcyjnych 9.986,1 tys. szt., co stanowi 93,3%, a liczników statycznych (elektronicznych) 715,1 tys. szt., co stanowi 6,7% wszystkich sklasyfikowanych urządzeń pomiarowych. 120

121 Dane dotyczące urządzeń pomiarowych zainstalowanych u odbiorców zostały generalnie podzielone na dwie grupy: indukcyjne liczniki energii elektrycznej (z organem ruchomym) oraz statyczne liczniki energii elektrycznej (elektroniczne) wewnątrz tej grupy ujęte zostały także liczniki z liczydłem elektromechanicznym. W przypadku pierwszej grupy informacja o zużytej/pobranej energii elektrycznej jest przechowywana i wskazywana za pomocą liczydła mechanicznego, w drugim zaś przypadku prezentowana jest na wyświetlaczu LCD, a przechowywana w pamięci licznika. Sumaryczny udział liczników w poszczególnych grupach przyłączeniowych/taryfowych w odniesieniu do wszystkich OSD wykazuje bardzo duże zróżnicowanie, wynikające bezpośrednio z liczby podmiotów odbiorczych o określonym zapotrzebowaniu na moc. Analiza procentowego udziału liczby liczników w grupach taryfowych pozwala zauważyć duże zróżnicowanie tych wartości dla poszczególnych OSD, wynikające z charakteru danego OSD, stopnia uprzemysłowienia obszaru jego działalności, czy liczby odbiorców. Na podstawie zestawień oraz analiz dotyczących funkcjonujących układów pomiarowych można stwierdzić, iż przeważający udział mają urządzenia pomiarowe energii czynnej jednofazowe. Ich udział w całkowitej liczbie liczników, w odniesieniu do wszystkich grup taryfowych wynosi 59% i jest determinowany w głównej mierze przez strukturę urządzeń pomiarowych zainstalowanych w grupie taryfowej G1x, gdzie stosunek zainstalowanych urządzeń pomiarowych jednofazowych do trójfazowych wynosi 1,65, a liczniki jednofazowe stanowią 62,3% wszystkich liczników w grupie G1x. Oszacowane, na podstawie zestawień dat ostatnich legalizacji urządzeń pomiarowych, liczby liczników przeznaczonych do wymiany w latach , wykazują ponad 100% wzrost liczby wymian legalizacyjnych w roku 2010 w stosunku do roku 2008 i utrzymywanie się przez kolejnych 5 lat do roku 2015 liczby wymian legalizacyjnych na średnim poziomie 1,25 mln na rok, a w dalszych latach na poziomie około 800 tys. Analogiczny trend wymian legalizacyjnych dotyczy grupy taryfowej G1x, gdzie średnia liczba wymian legalizacyjnych w latach wynosi 1,08 mln na rok. W grupie taryfowej C1x obserwuje się do roku 2015 liniowy trend narastający wymian legalizacyjnych o przyroście 10 tys. na rok. Podobną, narastającą tendencję wymian, można zaobserwować w grupie przyłączeniowej C2x (przyrost o 800 szt. rocznie) oraz Bxx (przyrost o 650 szt. rocznie). W grupie Axx nie można jednoznacznie określić trendu wymian legalizacyjnych, natomiast szczyt liczby wymian legalizacyjnych przypada na lata Analiza struktury zainstalowanych urządzeń pomiarowych wykazuje, iż w grupie taryfowej Axx oraz Bxx istnieje najwyższy odsetek elektronicznych urządzeń pomiarowych (30 %) i są to głównie liczniki umożliwiające pomiar energii czynnej i biernej, pozwalające rejestrować profil mocy oraz są to liczniki wyposażone w interfejsy umożliwiające zdalny odczyt ich zawartości. Najmniejszy odsetek liczników elektronicznych (5,9 %) występuje w grupie taryfowej G1x, gdzie większość stanowią liczniki jednofazowe energii czynnej z rejestracją profilu mocy (56%). Ponieważ dane dotyczące roku produkcji urządzeń pomiarowych dostarczyli tylko trzej OSD, posiadający najmniejszą liczbę odbiorców, oraz których struktura zainstalowanych urządzeń pomiarowych odbiega znacznie od średniej dla wszystkich OSD, nie można określić struktury wiekowej zainstalowanych urządzeń pomiarowych. 121

122 3.3.2 Istniejące modele akwizycji, przetwarzania oraz zarządzania danymi pomiarowymi Poniżej przedstawiono opis rozwiązań komunikacyjnych zastosowanych w przypadku odbiorców posiadających teletransmisję danych pomiarowych do/z systemu każdego z OSD. W oparciu o informacje przekazane przez przedsiębiorstwa energetyczne realizujące zadania OSD, możliwe było przeprowadzenie całościowego podsumowania danych dotyczących ilości urządzeń pomiarowych odczytywanych w sposób zdalny w sieciach dystrybucyjnych, należących do poszczególnych OSD. W funkcji grup taryfowych oraz wyszczególnionej własności urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych dokonano zestawienia w tabeli poniżej. Tamże zostały zaprezentowane informacje o całkowitej liczbie modułów komunikacyjnych zainstalowanych u poszczególnych OSD, z zachowaniem podziału na urządzenia należące do OSD oraz moduły będące własnością odbiorców. Jak wynika z przedstawionego zestawienia, przeważająca część istniejących rozwiązań komunikacyjnych wykorzystuje technologię GSM/GPRS. Wykorzystywane są w tym celu następujące moduły komunikacyjne: ANDRA, CU-Gx, CU-Px, ELSTER DM600, Gtm-t, Skalar GSM oraz ZolNET. Na podstawie przeprowadzonych analiz można stwierdzić, że zdecydowanie rzadziej stosowane są rozwiązania komunikacyjne bazujące na PSTN. Wyróżnić można moduły, realizujące komunikację z wykorzystaniem tej technologii: CU-Mx oraz ELSTER DM 100. Spotykane są również rozwiązania w zakresie przekazywania danych pomiarowych w postaci załączników do listów elektronicznych. Funkcję taką pełnią urządzenia emejler, które mogą współpracować zarówno z modemami PSTN, jak również z urządzeniami GSM/GPRS. Na potrzeby lokalnego łączenia z wykorzystaniem wyjść impulsowych, w licznikach energii elektrycznej układów pomiarowo-rozliczeniowych podstawowych oraz rezerwowych, stosowane są moduły komunikacyjne: CU-B1 i Ex-IMP. Na podstawie informacji przesłanych przez poszczególnych OSD dokonano całościowego zestawienia informacji o stanie wdrożeń systemów zdalnego odczytu danych pomiarowych pochodzących z odczytów liczników energii elektrycznej, zainstalowanych na obszarze działania kilku OSD. 122

123 Tabela 23 Zestawienie danych dotyczących rozwiązań komunikacyjnych zastosowanych w przypadku odbiorców posiadających teletransmisję danych pomiarowych do OSD (źródło: DGA, 2008) Wielcy odbiorcy oraz odbiorcy biznesowi Operator Liczniki energii elektrycznej odczytywane zdalnie Moduły komunikacyjne OSD Należące do odbiorców Grupa Grupa Grupa Grupa Grupa Grupa Najczęściej Razem: Razem: Ilość: Ax Bx C2x Ax Bx C2x występujące Należące do odbiorców OSD ID OSD ID OSD ID OSD ID OSD ID Należące do OSD 393 Najczęściej występując 14 GTm-t(11 szt.), PSTN(2szt) 23 ANDRA(258szt), Majer(72szt) CU-P2X(45szt), Moxa(2szt) Skalar GSM (3szt) a 33 OSD ID G22(20szt), METCOM3 (20szt) CU-Bx CU-Pxx(GPRS) (332szt), CU(1250szt), CU Mxx(PSTN) Gxx(HSCSD) (207szt) (785szt) CU-P (33szt), CU- 4 Ex-IMP(4szt) B22(33szt) Glm-t(2szt), Glm-t(2szt) 0 CUP22(1szt) OSD ID OSD ID OSD ID OSD ID OSD ID OSD ID Suma: CU-P22(40szt), CU-G1(25szt) 0 - CU-B4+ CU-P22(93szt), 97 (13szt) CU-B2(2szt) LIW-MWS PTS 714(2szt), (1szt), LZW2 6 LZWPWE 401 (1 MWS(2szt) szt) ZOLNET 0 1 KLIENT (1szt) Ex-IMP Elkomtech 0 21 (12szt), Numeron (9szt) ELSTER DM100(4szt), ELSTER DM600 (4szt) OSD ID 38 OSD ID 53 OSD ID 22 OSD ID 30 OSD ID 19 Ilość: 652 Całkowita liczba liczników energii Należące do OSD odczytywanych Grupa Grupa Razem: zdalnie C1x Gx Liczniki e.e. odczytywane zdalnie Należące do OSD CU-G20, G20, P20, P22(GSM) (135szt.), CUM20, M22(56szt.) PSTN(151szt), P22(120szt) CUP22(202szt), CUB2(161szt) MKI(32szt), UPK(27szt) Mki-sm(19 szt), Skalar GSM(8szt) OSD ID Mali odbiorcy

124 3.3.3 Charakterystyka systemów pomiarowo-rozliczeniowych Systemy pomiarowo-rozliczeniowe eksploatowane obecnie przez OSD były wdrażane w latach w związku z uruchomieniem rozliczeń dobowo-godzinowych na rynku bilansującym. W pierwszym okresie swojego funkcjonowania obejmowały one graniczne układy pomiarowe sieci dystrybucyjnej w podstawowym obszarze Rynku Bilansującego. Z czasem, do systemów pomiarowo-rozliczeniowych włączane były układy pomiarowe wytwórców przyłączonych do sieci 110kV, a w przypadku tych OSD, na terenie których pojawiali się odbiorcy TPA, również i liczniki tych odbiorców. System akwizycji danych pomiarowych to system zdalnego odczytu danych pomiarowych z układów wyposażonych w urządzenia rejestrujące dane o okresie uśredniania 15 min oraz system akwizycji inkasenckiej, obejmujący tradycyjny odczyt liczników indukcyjnych oraz elektronicznych, nie wyposażonych w urządzenia teletransmisyjne. System przetwarzania danych pomiarowych umożliwia weryfikację, substytucję oraz agregację źródłowych danych pomiarowych do postaci danych pomiarowo-rozliczeniowych. W obecnie stosowanych rozwiązaniach obejmuje on wyłącznie dane źródłowe pochodzące z systemu automatycznej akwizycji zdalnej. Dane źródłowe pochodzące z akwizycji inkasenckiej trafiają bezpośrednio do systemu bilingowego. Mimo rozdzielenia działalności OSD i sprzedawców, systemy informatyczne albo pozostały po stronie jednej ze spółek (w większości przypadków w OSD), albo przenoszone są na nowo-utworzone podmioty świadczące usługi na rzecz OSD i sprzedawców. W większości przypadków nie funkcjonują odrębne systemy bilingowe OSD i sprzedawcy. Ze względu na ograniczoną liczbę odbiorców, których punkty poboru energii wyposażone są w urządzenia włączone do systemu zdalnego odczytu, systemy bilingowe z reguły nie posiadają interfejsów do systemów przetwarzania danych pomiarowych. Serwery FTP służą do wymiany danych z punktów granicznych sieci dystrybucyjnej między sąsiednimi OSD, a w poszczególnych przypadkach, również do udostępniania danych odbiorcom korzystającym z zasady TPA oraz ich sprzedawcom. Dane pomiarowe na serwerach FTP wystawiane są w postaci plików tekstowych (*.dat), wg formatu opracowanego przez PTPiREE w 2000 r. System WIRE to system wymiany informacji o rynku energii. Systemy wykorzystywane przez wszystkich uczestników rynku bilansującego do wymiany informacji z operatorem systemu przesyłowego. System umożliwia przekazywanie informacji handlowych, konfiguracyjnych, pomiarowych i pomiarowo rozliczeniowych oraz raportów rozliczeniowych rynku bilansującego wg standardów opracowanych przez OSP. 124

125 3.4 Analiza potencjału otoczenia biznesowego Obserwując tendencje światowe, projekty realizowane w takich miejscach jak Ontario czy w Teksasie, trzeba patrzeć na inteligentne opomiarowania, jako niezbędny element sieci elektroenergetycznej przyszłości (sieć inteligentna przedstawiona na Rys. 20). Rys. 20 Wizja sieci elektroenergetycznej przyszłości. Legenda: 1: Dystrybucja, 2: OZE, 3: Generacja Jedynie dokładny pomiar z rejestracją dokładnego profilu zużycia oraz możliwością sterowania zużyciem pozwoli na budowanie inteligentnych sieci. Kluczowym zagadnieniem w przyszłości będzie zapewnienie bezpieczeństwa dostaw (co było jednym z kluczowym czynników podjęcia decyzji o realizacji projektów systemu inteligentnego opomiarowania we Włoszech). Działania w ramach zapewnienia bezpieczeństwa dostaw mają na celu zbilansowanie rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną z ograniczonymi możliwościami wytwarzania i dostaw. To właśnie dla zapewnienia bezpieczeństwa podkreślana jest idea bilansowania energii w węzłach sieci, jak najbliższych miejsca zużycia, tak by minimalizować straty w przesyle i dystrybucji. Na rynku pojawi się presja nowych interesariuszy prosumentów, niewielkich wytwórców energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, np. z promieniowania słonecznego, wiatru, wody, biomasy, w skojarzeniu z ciepłem, chcących uczestniczyć w rynku energii, widząc swoją szansę jako lokalni dostawcy energii. Między innymi dzięki inteligentnemu opomiarowaniu odbiorca przyszłości - prosument będzie miał wiele możliwości współdziałania z rynkiem energii elektrycznej (Rys. 21). 125

126 Rys. 21 Dom Konsumenta Przyszłości Dom odbiorcy przyszłości będzie dzięki inteligentnemu licznikowi (zaznaczonemu na Rys. 20 literą A) pozwalał na dwustronną komunikację między przedsiębiorstwem energetycznym, a odbiorcą końcowym. Istnieją dwie możliwości oddziaływania na odbiorcę: Poprzez mechanizmy rynkowe, takie jak mechanizm giełdy w Ontario (opisane w punkcie ), czy różnego rodzaju taryfy: Zakontraktowana redukcja zużycia (zgoda na obniżenie zużycia w zdefiniowanym okresie czasu np. 120 godzin w ciągu roku, po otrzymaniu impulsu od przedsiębiorstwa energetycznego, CPR (Critical Peak Rebate), CPP (Critical Peak Pricing), Hourly Pricing Option (HPO) Program. Poprzez mechanizmy regulacyjno-systemowe Odbiorca będzie dysponował następującymi urządzeniami, istotnymi z punktu widzenia zużycia energii elektrycznej: B - Termostat: potrafi automatycznie wyregulować temperaturę w domu w oparciu o komunikację z dostawcą energii elektrycznej, potrzebami domowników i kosztem energii w taryfach TOU; rozwiązanie dedykowane do ogrzewania elektrycznego32, klimatyzacji i bojlerów; C - Inteligentne urządzenia: pralki, suszarki, zmywarki są podłączone do sieci i są sterowane tak aby dopasować się do taryf TOU; D - Auto elektryczne: wykorzystywanie energii elektrycznej pozwala znacznie obniżyć koszty paliwa,, gdyż ładowanie odbywa się poza godzinami szczytu. Akumulatory auta mogą pełnić rolę magazynu energii, oddając energię w godzinach szczytu w biurowcu w centrum miasta; 32 Ogrzewanie elektryczne jest preferowane w Europie w takich krajach jak Szwecja czy Francja, jednak w Polsce udział ogrzewania elektrycznego jest dużo mniejszy. 126

127 E - Mikrogeneracja: Baterie słoneczne, turbiny wiatrowe, urządzenia kogeneracyjne CHP (z ang. Combined Heat and Power). Odbiorca produkuje energię elektryczną, którą może zużyć na własne potrzeby, jak i sprzedać do sieci. Ponadto odbiorca końcowy będzie żądał dodatkowych informacji ważnych z punktu widzenia jego świadomości społecznej takich jak: rodzaj źródła energii przeważającego w systemie elektroenergetycznym, ilości produkowanego CO2. Kolejną istotną kwestią, rozważaną z punktu widzenia klienta przyszłości, będą zasady, jakimi odbiorca będzie posługiwał się w codziennym życiu: Wygoda raz określone rozwiązanie i możliwość korzystania z jego pozytywnych efektów przez długi czas. W przypadku kontroli zużycia energii klient będzie dążył do zaprogramowania swoich urządzeń w sposób automatyczny, tak by nie musiał ingerować w ich funkcjonowanie, które powinno być uzależnione od kosztów energii elektrycznej. Tutaj wiele możliwości stwarza sieć HAN, gdzie impuls cenowy może bezpośrednio trafiać do termostatu, sterując zużyciem energii przez urządzenie; Kontrola/Weryfikacja możliwość kontroli zarówno swojego otoczenia, jak i kosztów i warunków oferowanych przez sprzedawcę (rodzaj energii np. wytwarzana z OZE albo ilość emitowanego CO2) i OSD (kontrola jakości dostarczanej energii); Wybór możliwość dokonywania wyboru pomiędzy różnymi oferowanymi mu produktami (taryfy); Społeczeństwo wrażliwość i odpowiedzialność społeczna, przekładająca się na decyzje o korzystaniu z energii zielonej ekologicznej; Wiarygodność przejawiająca się w przestrzeganiu ustalonych zasad np. dotyczących jakości energii czy pewności dostaw. Należy podkreślić, że sektory energetyki odnawialnej, przechowywania energii, technologii wspierającej efektywność energetyczną oraz sieci inteligentne są liderami wśród innych sektorów w otrzymywaniu funduszy na rozwój. Zarówno wydatki państw wspierających rozwój tych sektorów, jak i prywatnych funduszy, szacuje się na setki miliardów dolarów. Tylko w Stanach Zjednoczonych Departament Energii przeznaczył w 2009 r. 60 mld U$ dla ww. sektorów, z czego 4 mld U$ na projekty inteligentnych sieci. Również w roku 2009 Chiny przeznaczyły setki miliardów dolarów na rozwój technologii dla energetyki odnawialnej i sieci inteligentnych. W kolejnych podpunktach wymienione zostały główne obszary, gdzie szacowany jest największy potencjał otoczenia biznesowego Mikrogeneracja Mikrogeneracja (przydomowa produkcja energii i ciepła, wykorzystująca słońce, wiatr, biomasę) może stać się istotnym elementem bezpieczeństwa energetycznego polskich domów. Na świecie są już miejsca, gdzie przydomowe źródła już dziś podłączane są do sieci, co umożliwia sprzedaż nadwyżek wyprodukowanej energii (zazwyczaj powyżej ceny rynkowej). Takie rozwiązanie zastosowano m.in. w Niemczech, Australii, Waszyngtonie i Sacramento. Wielka Brytania szykuje się do uruchomienia programu w 2010 r. Odbiorcy energii (prosumenci) instalują panele słoneczne, małe turbiny wiatrowe lub mikro-chp, żeby zaspokoić swoje zapotrzebowanie na energię elektryczną, a ewentualne nadwyżki odkupują duże firmy energetyczne zobowiązane do tego przez wprowadzane na świecie prawa związane z energetyką odnawialną. Rządy różnych krajów wprowadzają ułatwienia (np. odpisy od podatków) dla osób zdecydowanych wytwarzać energię elektryczną u siebie w domu. Przykładowo 33 Na podstawie pro.gigaom.com 127

128 1) Australia przyjęła Electricity Feed-In Act, który reguluje sprzedaż energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe. Nadwyżki energii elektrycznej z danego domu są odsyłane do sieci, a firma obsługująca dane gospodarstwo domowe ma obowiązek zapłacić za ten prąd 3,88 razy więcej niż wynosi normalna stawka rynkowa. Umowy na tę usługę można zawierać aż na 20 lat; 2) Ecotricity, firma w Wielkiej Brytanii, płaci klientom wysyłającym energię do sieci 12 pensów za kilowatogodzinę; 3) Irlandczycy, którzy postanowią sprzedać dodatkową energię firmom elektroenergetycznym dostaną 0,19 euro za kwh. Program jest jednak ograniczony do 4000 instalacji, i tylko tyle osób w kraju będzie mogło skorzystać z tej oferty; 4) Kalifornijski Assembly Bill 1920 (Solar Surplus Power Bill) reguluje kwestie mikrogeneracji, wspierając rozwój ogniw fotowoltanicznych poniżej 1 MW34. W Polsce funkcjonują natomiast, nieliczne jeszcze, lokalne programy dopłat do OZE dla inwestorów indywidualnych. Taki program prowadzą np. Kielce, gdzie przygotowano projekt uchwały w sprawie dopłat do kolektorów słonecznych, jako inwestycji przydomowych. W sprzyjających warunkach mikrogeneracja zapewnić może nawet samowystarczalność energetyczną miast. Niezależne energetycznie są austriackie Guessing i Kötschach-Mauthen Ceramiczne ogniwa paliwowe Zapewne już niedługo ceramiczne, stałotlenkowe ogniwa paliwowe (solid-oxide fuel cells SOFC) zasilą w energię elektryczną cały dom i dodatkowo podgrzeją wodę. Ceramiczne ogniwa paliwowe to rodzaj dużej baterii, bezpośrednio przetwarzającej energię chemiczną (zgromadzoną w paliwie), na energię elektryczną i ciepło. Takie ogniwo składa się z dwóch elektrod (anody i katody), oddzielonych ciekłym lub stałym elektrolitem, który przepuszcza jony, ale blokuje przepływ elektronów. Pierwsze modele, do użytku domowego, wielkości zmywarki do naczyń, mogą być dostępne na brytyjskim rynku w przyszłym roku, początkowo w cenie ok. 3 tys. funtów. Podobnym pomysłem jest rozwiązanie BloomBox. Bloombox jest ogniwem, które do swojego działania potrzebuje tlenu i czystego paliwa (gazu ziemnego, biogazu ze składowisk odpadów itp.), dzięki czemu zachodzi reakcja chemiczna, z której wytwarzana jest energia elektryczna. Ogniwo jest bardzo tanie i jest zbudowane z ceramicznych dysków. Dyski są oddzielone stopem metalu (podobno nie ma potrzeby używania drogiej platyny) i są układane w kostki w kształcie sześcianu. Kilka firm już wykorzystuje z technologię BloomBox. Biznesowe ogniwa (nazywane Bloom Energy Server) mają moc 100 kw i kosztują około 0,8-1 miliona dolarów. Ogniwa Biznesowe są używane przez takie firmy jak FedEx, Wal-Mart, czy Ebay, a jako pierwsza z tej technologii skorzystała firma Google. BloomBox zaspakaja obecnie 15% zapotrzebowania na energie w siedzibie Ebay'a i po 9 miesiącach od zainstalowania przyniósł oszczędność 100 tys. dolarów. Firma Bloom ma nadzieję, że w ciągu od 5 do 10 lat uda się obniżyć cenę ogniw do około 3000 dolarów, aby stały się one dostępne dla przeciętnego gospodarstwa domowego Mikro- CHP Systemy mikro-chp to systemy produkujące ciepło w kogeneracji z energią elektryczną z różnych rodzajów paliw (np. gaz, olej). Główną zaletą systemów CHP jest to, że są w stanie zwiększyć zużycie energii pierwotnej zawartej w paliwach. W tradycyjnym modelu dostawy energii do odbiorcy, tylko 30% wartości energetycznej paliwa do niego dociera. Z kolei w systemach CHP 15-42% pierwotnego ciepła zużywane jest na produkcję energii elektrycznej, zaś pozostała część Na podstawie oraz 128

129 ciepła służy do ogrzewania lub podgrzania wody. W sumie około 90% energii źródła pierwotnego zostanie przekształcona w energię użyteczną. Mikro-CHP, które wykorzystywane są w domach lub małych komercyjnych budynkach skupione są na produkcji ciepła, a elektryczność dostarczają jako produkt skojarzony Auta elektryczne Silnik elektryczny nadaje się doskonale do napędzania aut. Jest lekki, tani i niezawodny. Rozwija duży moment, dostępny już od najniższych obrotów. Sprawność pojazdów z napędem elektrycznym wynosi ok %, podczas gdy pojazdów spalających paliwo ok %. Posiada tylko jedną wadę ograniczoną pojemność akumulatora. Energia elektryczna jest trudna do magazynowania, w związku z tym akumulatory są ciężkie i nie potrafią zgromadzić tyle energii, co olej napędowy. Zastąpienie 10% samochodów spalinowych, 10% udziałem samochodów elektrycznych w Polsce, wymagałby rocznie dodatkowo 3.6 TWh energii elektrycznej. Zestawiając tą wartość z ilością produkowanej w Polsce energii ok 160 TWh nie jest ilością, która wymagałaby specjalnych inwestycji w energetyce. 10-cio procentowy udział samochodów elektrycznych na polskich drogach wymagałoby zaledwie ok 2,24% obecnie zużywanej energii elektrycznej. Taką wartość można bez problemu uzyskać poprawiając efektywność pracy elektrowni, np. poprzez zwiększenie poboru energii nocą. Należy przy tej okazji dodać, że samochody elektryczne są idealnym urządzeniem do wykorzystania nocnej taryfy powodując pozytywne sprzężenie zwrotne dla działania systemu energetycznego Dom niskoenergetyczny Dom niskoenergetyczny to obiekt, który cechuje niższe niż w przypadku tradycyjnego budownictwa zapotrzebowanie na ciepło. Nazywany jest też domem energooszczędnym. Zapotrzebowanie na ciepło dla domu niskoenergetycznego kształtuje się na poziomie od 30 do 60 kwh/ (m²/rok). W przypadku budynku tradycyjnego wzniesionego zgodnie z obowiązującymi przepisami wartość ta wynosi od 90 do 120 kwh/ (m²/rok). W domu niskoenergetycznym system wentylacji jest tak dobrany, aby odzyskiwać ciepło z powietrza usuwanego na zewnątrz. Aby obniżyć zużycie energii, w domach niskoenergetycznych, podobnie jak w domach pasywnych, powszechnie stosuje się kolektory słoneczne, pompy ciepła, rekuperatory, czy gruntowe wymienniki ciepła, służące do pozyskiwania energii termalnej ze źródeł odnawialnych Dom pasywny Dom pasywny to budynek, który dla zapewnienia komfortu cieplnego mieszkańców nie zużywa więcej niż 15 kwh energii na 1 m2 powierzchni użytkowej rocznie. Oznacza to przynajmniej czterokrotnie niższe zużycie energii niż w budownictwie standardowym. Do zachowania w domu pasywnym komfortu cieplnego nie jest konieczne stosowanie w nim aktywnego systemu ogrzewania i klimatyzacji. Dom ma biernie wychładzać się i ogrzewać sam w zależności od potrzeb. W takim domu nie stosuje się zatem standartowych systemów grzewczych, opartych na spalaniu paliw ze źródeł nieodnawialnych, a ewentualne straty ciepła uzupełnia się tak zwanymi pasywnymi źródłami ciepła (działające w domu urządzenia elektryczne, energia słoneczna, ciepło odzyskane z wentylacji). Właściwą temperaturę, zapewniającą mieszkańcom komfort cieplny, zapewnia się poprzez jednorazowe, niskotemperaturowe podgrzanie powietrza wentylującego dom. Dla koncepcji domu pasywnego najistotniejsze są dwa elementy - zapobieganie utracie ciepła i pozyskiwanie energii z zewnątrz, ze źródeł odnawialnych (przede wszystkim energii słonecznej). Ideę domu pasywnego w Polsce krzewi Euro-Centrum Park Naukowo-Technologiczny ( Budynek wybudowany (jako pokazowy) przez Euro-Centrum Park Naukowo-Technologiczny zużywa tylko 1/3 energii standardowego budynku, koszt budowy wyniósł tys. zł - porównywalnie z tradycyjnym budownictwem (powierzchnia m 129

130 kw.), Nie zainstalowano w nim centralnego ogrzewania, ani klimatyzacji - ogrzewanie i chłodzenie zapewnia system rur BKT oraz pompa ciepła, która pracuje w dni robocze, zaś w weekendy system przechodzi w stan uśpienia Inteligentny dom - technologia HAN (Home Area Networking) Konsumenci są od lat uświadamiani, jak ważna jest energochłonność urządzeń wykorzystywanych w domu, stąd coraz częściej czynnikiem decydującym o wybraniu konkretnego rozwiązania jest większa oszczędność energii. Tendencja ta będzie się nasilać w miarę wzrostu kosztów energii. Równocześnie coraz bardziej popularne stają się systemy typu inteligentny dom, pozwalające na automatyczne sterowanie urządzeniami w domu (np. oświetleniem, roletami, ciepłem). Wdrożenie systemu inteligentnego opomiarowania pozwoli rozwijać tego typu systemy inteligentnego opomiarowania budynków. Ze względów technologicznych i ekonomicznych najbardziej optymalne wydaje się być wykorzystanie, w projekcie inteligentnego domu, technologii PLC, która wykorzystuje istniejące linie zasilające niskiego napięcia jako kanał komunikacyjny. Drugą technologią jest ZigBee (technologia radiowa, charakteryzująca się małym poborem mocy). Szczegóły technologiczne opisano w rozdziale E usługi Obecnie funkcjonuje wiele serwisów internetowych dla odbiorców energii elektrycznej od portalu Urzędu Regulacji Energetyki, Agencji Rynku Energii, operatorów (OSP, OSD), Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, poprzez serwisy informacyjne typu cire.pl, aż do Niezależnego Serwisu Odbiorców Energii czy Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu. Brak jest jednak serwisu, który, poza sferą informacyjną, oferowałby konsumentom e-usługi umożliwiające np. śledzenie zużycia online, czy zakup doładowań. Wdrożenie systemu inteligentnego opomiarowania umożliwi świadczenie tego typu usług Publiczna mapa dostępnych zasobów sieciowych Usługa polegająca na wizualizacji preferowanych miejsc lokalizacji do instalacji danych źródeł wytwarzania, m.in. opartych na cenach węzłowych. System byłby adresowany do: odbiorców końcowych, których interesowałyby ceny i bezpieczeństwo dostaw, dostawców usług systemowych oraz URE (z uwagi na niezawodność KSE), inwestorów w obszarze energetyki rozproszonej (z uwagi na preferowane miejsce lokalizacji inwestycji) Rozwój giełd energii, internetowych platform handlu energią. Duży potencjał tkwi w rozwoju giełd energii oraz internetowych platform handlu energią, tak by mogli w niej uczestniczyć odbiorcy końcowi i to nie tylko ci pobierający znaczne moce, ale również klienci indywidualni. Dzięki rozwojowi giełd oraz platform zakup energii opierałby się na taryfach czasu rzeczywistego. Odbiorca byłby zainteresowany takim budowaniem swojego profilu zużycia, aby zużywać energię w okresach, gdy jest najtańsza. Możliwość prowadzenia gry rynkowej dla odbiorcy indywidualnego byłaby również motorem do rozwoju technologii już wymienionych powyżej jak mikrogeneracja, ogniwa paliwowe, mikrochp, auta elektryczne czy e-usługi. Nowe technologie pozwalałyby prosumentowi magazynować albo wytwarzać energię elektryczną, tak by jej zakupy odbywały się w godzinach o niskiej cenie, a zużycie (np. przy wykorzystaniu akumulatorów auta elektrycznego bądź ogniwa) w godzinach o wysokiej cenie energii. Prosument mógłby dodatkowo produkować energię w mikrogeneracji w godzinach o najwyższej cenie energii. Aby jednak można było włączyć odbiorcę indywidualnego w grę rynkową, musi nastąpić rozwój giełd oraz platform handlu energią. Wzorem może być model zaimplementowany w Ontario, gdzie prognozowanie odbywa się z udziałem klientów końcowych (w tym drobnych), a cena energii elektrycznej jest wynikiem gry podaży i popytu. 130

131 3.5 Analiza barier opomiarowania i ograniczeń związanych z rynkiem Nowe technologie zdalnego odczytu liczników komunalnych, masowego zarządzania popytem i automatycznej rekonfiguracji sieci przy wykorzystaniu zasobów mikrogeneracji (inteligentna sieć) są wdrażane ostrożnie i na małą skalę. Cieszą się jednak wielkim zainteresowaniem i wzbudzają duże oczekiwania Bariery Z perspektywy celów, którym budowa rynku może służyć, bariery raczej występują w otoczeniu niż w samym rynku opomiarowania. Bariera rozwoju zasady TPA wynikająca z funkcjonowania rynku hurtowego oraz postępowania operatorów systemów dystrybucyjnych w relacjach ze sprzedawcami, co skutkuje brakiem korzystnych ofert dla odbiorców indywidualnych, a różnice w cenach sprzedawców nie są na tyle atrakcyjne, aby zachęcić odbiorców do zmiany sprzedawcy. Bariera rozwoju zasady TPA jest szczególnie silna w przypadku odbiorcy indywidualnego dla którego taryfa jest regulowana. Mechanizm regulacji taryfy (czyli de facto weryfikacji kosztów i marży dokonywanych przez regulatora) powoduje, że oferty poszczególnych sprzedawców nie mogą się znacznie różnić od siebie. Powoduje to, że oferty nie są na tyle korzystne dla odbiorcy indywidualnego, by ten decydował się na zmianę sprzedawcy. Niedostateczna wiedza odbiorców w zakresie ich praw na uwolnionym rynku energii. Proces konsolidacji pionowej sektora energii elektrycznej w Polsce spowodował powstanie ograniczonej liczby grup energetycznych, o bardzo dużej sile rynkowej. Niemal cały wolumen energii elektrycznej jest sprzedawany w kontraktach dwustronnych. Wprowadzenie obowiązku sprzedaży energii przez wytwórców poprzez giełdę może pozytywnie wpłynąć na wzrost znaczenia rynku hurtowego, jednak na tym etapie trudno o tym przesądzać. Konkurencja sprzedawców, wyrażona zróżnicowaniem produktów oraz migracją odbiorców, na rynku detalicznym jest nadal ograniczona. Brak mechanizmów (np. konieczności mierzenia parametrów jakościowych) zachęcających spółki dystrybucyjne do podejmowania realnych wysiłków zakrojonych na szeroką skalę w celu podnoszenia niezawodności działania sieci. Ryzyko inwestycyjne po stronie OSD wynikające z rocznego zatwierdzania taryfy dystrybucyjnej w zestawieniu do wieloletniego planu inwestycji w inteligentne opomiarowanie. Brak presji na warunki świadczenia usług (zliczanie przerw, weryfikacji parametrów jakościowych energii), które wymusiłyby na dystrybutorach działania projakościowe.; Niski udział ceny energii w budżecie domowym nie zachęca do aktywnego zachowania odbiorcy na rynku co mogłoby aktywizować rynek pomiarów. Brak nacisku konsumentów na dystrybutorów i sprzedawców energii. Konsumenci powinni domagać się możliwości uzyskiwania informacji o bieżącej konsumpcji energii (zgodnie z duchem Dyrektywy 2006/32/WE). Jedynie bieżąca informacja o zużyciu pozwala na podejmowanie działań oszczędnościowych. Naciski konsumentów mogłyby się przyczynić do wdrażanie inteligentnego opomiarowania. Prowadzi się zbyt wiele dyskusji na poziomie technologicznym, a nie celów i korzyści dla wszystkich grup interesów. ERGEG podkreśla konieczność wypracowania modelu finansowego oraz jego weryfikację poprzez przeprowadzenie wdrożenia pilotażowego. Znaczny koszt przekazywania odbiorcy informacji on-line" nt. bieżącego zużycia energii. Zbyt krótki okres legalizacji dla liczników elektronicznych. 131

132 Nieprzedłużenie okresu legalizacji obecnie eksploatowanych liczników indukcyjnych na kolejne lata, może skutkować ponownym zainstalowaniem liczników indukcyjnych bądź liczników elektronicznych nie spełniających wymagań inteligentnego opomiarowania. Nie bez znaczenia jest, że przedsiębiorstwa dystrybucyjne inwestują obecnie w wiele obszarów bezpośrednio powiązanych z układami pomiarowymi i modelem operacyjnym działalności pomiarowej. Naturalna chęć ochrony inwestycji przez OSD musi zostać uwzględniona w opracowywaniu docelowego modelu rynku Szanse Szanse dla rynku opomiarowania należy upatrywać w zmianach, które dokonują się na rynku energetycznym. Realnymi szansami są: Konieczność implementacji wymagań z Dyrektyw Unii Europejskiej, szczególnie 2009/72/WE (w zakresie ochrony konsumenta, m.in. poprzez zapewnienie mu dostępu do swoich danych pomiarowych, informacji o rzeczywistym zużyciu i kosztach energii elektrycznej z dostateczną częstotliwością) oraz 2006/32/WE (w zakresie umożliwienia odbiorcy korzystania z indywidualnych urządzeń pomiarowych udostępniających informacje o bieżącej konsumpcji energii i o rzeczywistym czasie korzystania z energii); Zmiany w prawie wprowadzające konieczność badania parametrów jakościowych świadczonej usługi przez dystrybutorów. Dziś parametry sieci średniego i niskiego napięcia nie są zachowywane, co sprawia, że jakość energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom końcowym nie jest zachowana; Zmiany w regulacji zmieniające model zarządzania ograniczeniami sieciowymi przeniesienie akcentu z zarządzania mocami wytwórczymi i rezerwowymi na aktywne zarządzanie popytem rozwijanie przez OSP; Wzrost cen nośników energii, przy jednoczesnym wzroście udziału kosztów całkowitych konsumowanej energii w budżetach gospodarstw domowych, może spowodować poszukiwanie na rynku tańszych ofert przez odbiorców. Po 2020 r., a więc po pełnym wprowadzeniu przez UE dla Polski planowanych aukcyjnych zasad obrotu prawami do emisji CO2, ceny energii elektrycznej mogłyby się co najmniej podwoić; Możliwość budowania uzgodnień pomiędzy URE a OSD w celu wypracowania metody akceptacji przez URE wieloletniego planu inwestycyjnego OSD, którego elementem byłyby inteligentne liczniki, w ramach akceptowanych taryf; Faktyczne pojawienie się konkurencji na rynku sprzedaży konkurującej o klienta nie tylko ceną, ale również parametrami jakościowymi oraz produktami / usługami komplementarnymi; Utworzenie jednolitego, europejskiego rynku energii celem zniwelowania koncentracji krajowej poprzez otwarcie krajowych rynków energii elektrycznej i gazu ziemnego na konkurencję zewnętrzną; Konieczność przebudowy sieci energetycznej przesyłowej i dystrybucyjnej z uwagi na jej wiek (80% sieci ma ponad 30 lat), gdzie system inteligentnego opomiarowania może być rozpatrywany jako alternatywa dla kosztownych inwestycji w sieć przesyłową; Konieczność podniesienia efektywności energetycznej, która dzisiaj dla naszego kraju jest 2,67 razy mniejsza niż 15-tki tzw. starych krajów UE; Konieczność zwiększenia częstotliwości odczytów oraz comiesięcznego wystawiania faktur na podstawie rzeczywistych odczytów; Możliwość zbudowania jednego systemu odczytów, obsługującego różne media (gaz, energia elektryczna, woda, ciepło/zimno). 132

133 3.6 Identyfikacja warunków koniecznych do wdrożenia nowego modelu rynku opomiarowania Warunki związane z opracowaniem modelu opomiarowania Opracowanie ogólnego modelu rynku opomiarowania, łącznie z różnymi wariantami tego modelu. W zakresie opracowywanego modelu powinny zostać określone: cele do osiągnięcia, analiza zysków i strat poszczególnych interesariuszy, łańcuch wartości, produkty rynku, kierunki przepływów finansowych. Ministerstwo Gospodarki zakłada wzrost zużycia energii elektrycznej i jej ceny w gospodarstwach domowych w kolejnych latach. Na zjawisko wzrostu ceny energii może się nałożyć uwolnienie taryf dla odbiorców indywidualnych. Wzrost cen będzie dodatkowym motywatorem do oszczędzania na kosztach energii. Odpowiednia motywacja jest niezbędna, aby móc modyfikować zachowania odbiorców. Wprowadzenie inteligentnego opomiarowania ma pomóc odbiorcom indywidualnym w ograniczeniu kosztów związanych ze zużyciem energii. Jednak w przypadku, gdy cena energii nie będzie rosła zgodnie z założeniami, wdrożenie inteligentnego opomiarowania może nie przynieść zakładanych korzyści, z uwagi na mniejszą motywację do oszczędzania. Wskazanie możliwych źródeł finansowania. Uzyskanie wsparcia interesariuszy dla ogólnego modelu rynku opomiarowania. Przygotowanie analizy możliwości i zakresu wprowadzenia systemu inteligentnego opomiarowania na poziomie poszczególnych OSD, przy uwzględnieniu modelu ogólnego modelu rynku opomiarowania. Przygotowanie założeń do aktów prawnych wprowadzających system inteligentnego opomiarowania Uwarunkowania formalne Wprowadzenie zmian legislacyjnych umożliwiających wdrożenie nowego modelu rynku opomiarowania, wprowadzających konieczne zmiany do przepisów prawnych wymienionych w rozdziale 2.3 oraz dokonujących transpozycji aktów unijnych (zgodnie z punktem ), a w szczególności: Przeprowadzenie do dnia 3 września 2012 r. analizy ekonomicznej, która uwzględni koszty i korzyści dla rynku oraz dla konsumenta; Wprowadzenie obowiązku stosowania liczników elektronicznych umożliwiających przekazywanie sygnałów cenowych odbiorcom energii; Wprowadzenie zmian umożliwiających utworzenie NOP; Wprowadzenia ogólnopolskich standardów, dotyczących cech technicznych, instalowania i odczytu elektronicznych liczników energii elektrycznej Uwarunkowania technologiczne Zdefiniowanie standardów liczników: funkcjonalność, zakres przechowywanych i przesyłanych danych, komunikacja z odbiorcą i rynkiem energii, niezawodność licznika, legalizacja, sposób integracji systemów informatycznych lokalnych. Budowa architektury systemu inteligentnego opomiarowania, zdefiniowanie warunków jej interoperacyjności, aby możliwy był dobór odpowiednich urządzeń i systemów (zgodnie z rozdziałem 4). Kluczowa jest otwartość rozwiązań pozwalająca na stosowanie rozwiązań pochodzących od różnych producentów Implementacja Ustanowienie mechanizmów wspierających realizację projektu (wsparcie ze strony NOP, URE - dla poszczególnych OSD, sprzedawców, OSP i odbiorców końcowych) 133

134 ułatwiających wdrożenie nowego modelu rynku opomiarowania. W tym aspekcie szczególnie istotna będzie pomoc dla OSD w zakresie opracowania procedur wdrożeniowych, zaczynając od analizy wykonalności w danym OSD, poprzez opracowanie specyfikacji istotnych warunków zamówienia, aż do mechanizmów raportowania wdrożenia i zarządzania problemami). Opracowanie planu komunikacji, w ramach którego będzie przekazywana informacja o nowym modelu rynku opomiarowania poszczególnym interesariuszom, a w szczególności odbiorcy końcowemu. Próbne wdrożenie potwierdzające przyjęte założenia, szczególnie w zakresie modyfikacji zachowań odbiorców, którzy będą mieli możliwość kontroli bieżącego zużycia oraz skorzystania z nowych ofert sprzedawców, takich jak cenniki energii elektrycznej czasu rzeczywistego, krytycznej ceny w okresie szczytowym, czy płatnej możliwości redukcji zużycia. Wdrożenie ogólnopolskie rozwiązania według przyjętych założeń. 3.7 Rozwój rynku konkurencyjnego dla gazu i innych mediów Rynek gazu Charakterystyka rynku Struktura sektora gazowego jest w wysokim stopniu zmonopolizowana. Wynika to z dominacji na rynku jednej grupy kapitałowej, jaką jest Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (PGNiG S.A.), która obejmuje zasięgiem swojej działalności 98% rynku. Polski rynek gazu jest więc praktycznie rynkiem jednego sprzedawcy. Wobec braku konkurencji, ceny na rynku podlegają taryfikacji i zatwierdzaniu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Podstawowe dane na temat rynku przedstawiono w tabelach poniżej. Tabela 24 Podstawowe dane o Regionalnych Spółkach Gazownictwa (źródło: PGNiG, dane na dzień ) Mazowiecka Wielkopolska Dolnośląska Górnośląska Karpacka Pomorska SUMA Spółka Gazownictwa (MSG) (WSG) (DSG) (GSG) (KSG) (PSG) Liczba odbiorców końcowych (mln) 1,5 0,9 0,8 1,3 1,4 0,7 6,6 Wolumen rozprowadzo nego gazu (mld m3) 1,7 1,4 0,9 1,3 1,9 0,8 8 Długość sieci bez przyłączy (tys. km) 18,2 19,8 42,5 19, ,4 155,7 dane na dzień

135 Tabela 25 Zestawienie informacji o wielkości zużycia gazu z podziałem na sektory gospodarki (Źródło: ECiZ,1/2010) Sektor gospodarki Udział w % Klienci indywidualni 29% Zakłady azotowe 15% Elektrownie i elektrociepłownie 10% Inni klienci przemysłowi 31% Handel i usługi 12% Pozostali 2% Tabela 26 Prognoza zapotrzebowania na energię z gazu ziemnego (Źródło: Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki) Lata Planowane zużycie ziemnego [Mtoe] energii z gazu Wzrost od roku bazowego (2005 = 100) Ogólna prognoza zużycia energii [Mtoe] 9,97 10,84 11,24 11,65 12,74 13,35 0,00 8,73 12,74 16,75 27,78 33,90 61,92 69,09 72,64 76,81 83,54 89,21 Udział gazu ziemnego w ogólnym zużyciu 16,10 15,69 15,47 15,17 15,25 14,96 energii [w %] Przesył i dystrybucja gazu Przesyłem gazu w polskim systemie gazowniczym zajmuje się firma OPG GAZ-SYSTEM S.A. pełniąca jednocześnie funkcję Operatora Systemu Przesyłowego gazu. Polski system przesyłowy gazu obejmuje: gazociągi przesyłowe o łącznej długości km, 14 tłoczni, 56 węzłów gazowych, 973 punkty wyjścia. Nadzór nad pracą systemu przesyłowego gazu sprawuje Krajowa Dyspozycja Gazu oraz Oddziałowe Dyspozycje Gazu. Do 2014 r. GAZ-SYSTEM planuje budowę ok km nowych gazociągów przesyłowych, m in. Świnoujście-Szczecin, Szczecin-Lwówek, Szczecin-Gdańsk, Gustorzyn-Odolanów i Rembelszczyzna-Gustorzyn. Dystrybucją gazu zajmuje się sześć regionalnych Spółek Gazownictwa, które odpowiadają za dostarczanie gazu odbiorcom (mieszkalnictwo, przemysł), eksploatację, remonty oraz rozbudowę gazociągów im podległych. Sieci dystrybucyjne (sieć niskiego, średniego, podwyższonego średniego i wysokiego ciśnienia, własna i użytkowana przez spółki) to około 144 tys. km gazociągów. Za pomocą sieci dystrybucyjnej, obsługiwanej przez Spółki Gazownictwa, gaz ziemny dociera do ok. 6,6 mln klientów indywidualnych i biznesowych w całej Polsce. Zasięg działalności poszczególnych spółek przedstawiono na poniższym rysunku. 135

136 Rys. 22 Spółki Dystrybucyjne PGNiG SA(źródło: PGNiG) Ilości liczników (gazomierzy) Odbiorcy paliwa gazowego są rozliczani za dostawy paliwa na podstawie odpowiednich taryf. Podział na grupy taryfowe jest uzależniony od: miejsca odbioru paliwa gazowego (przypisanie do odpowiedniego Operatora Sieci) rodzaju pobieranego paliwa gazowego (gaz wysokometanowy, gaz zaazotowany, gaz propan - butan - powietrze lub gaz propan - butan - rozprężony,) rocznej ilości pobieranego paliwa gazowego zamówionej mocy umownej nierównomierności poboru paliwa gazowego (współczynnik faktycznie odebranego paliwa do ilości wynikającej z iloczynu mocy umownej zamówionej w poprzednim Roku i ilości godzin w poprzednim roku). 136

137 Tabela 27 Podział odbiorców gazu ze względu na grupy taryfowe (źródło taryfa PGNIG SA, Wielkopolska Spółka Gazownicza, na przykładzie gazu ziemny wysokometanowego) Grupa taryfowa Moc umowna b [m3/h] Sieć gazowa o ciśnieniu do 0,5 [MPa] W1 b 10 W2 b 10 W3 b 10 W4 b 10 W5 10 < b 65 W6A 65 < b 600 W6B 65 < b 600 W7A b > 600 W7B b > 600 Dystrybucyjna sieć gazowa o ciśnieniu W8 0 < b 1500 W < b 3000 W10 b > 3000 Roczna ilość umowna [m3/rok] a < a 1200: 1200 < a 8000 a > 8000 powyżej 0,5 [MPa] - Wskaźnik nierównomierności poboru [c] c<0,571 c>0,571 - Wdrożenie inteligentnego opomiarowania, które miołoby przynieść największe korzyści powinno objąć odbiorców w grupie taryfowej W1 (głównie gospodarstwa domowe; gdzie zużycie wynosi poniżej 300 m3). Ilość gazomierzy zainstalowanych w grupie W1 wynosi 6,4 mln, co stanowi 97% wszystkich odbiorców. W przypadku odbiorców z pozostałych grup taryfowych już w tej chwili instalowane są gazomierze z rejestracją odczytów odbywających się przy wykorzystaniu komunikacji GSM. Na koniec roku 2009 zainstalowano w grupie W5 ponad 10 tyś rejestratorów impulsów- zliczających i rejestrujących objętość gazu, wyposażonych w moduł GSM przy ogólnej liczbie w taryfie W5-ponad 32 tys. gazomierzy Stan prac nad inteligentnym opomiarowaniem w gazownictwie: W chwili obecnej trwają prace zespołu ds. inteligentnego opomiarowania powołanego przy Izbie Gospodarczej Gazownictwa. W skład zespołu weszli przedstawiciele grupy kapitałowej PGNIG, producenci liczników oraz przedstawiciele organizacji naukowych. Zakres pracy Zespołu obejmuje m.in.: wypracowanie kierunków działań (strategii) sektora gazowego, zapewniających realizację zobowiązań unijnych i krajowych, dotyczących wdrażania inteligentnego opomiarowania, współpracę z instytucjami państwowymi w zakresie przygotowania rozwiązań technicznych i implementacji prawnych z uwzględnieniem doświadczeń światowych oraz korzyści dla konsumentów. Prace zespołu mają być zaprezentowane podczas II Kongresu Polskiego Przemysłu Gazowniczego w październiku 2010 r. Kluczowe różnice i zagadnienia różniące rynek elektroenergetyczny od gazowego przedstawiono w tabeli poniżej. Wynika z niej, że rynek opomiarowania tych mediów różni się znacząco wielkością (rynek opomiarowania gazu jest prawie 3 razy mniejszy od rynku opomiarowania energii). 137

138 Tabela 28Kluczowe różnice pomiędzy elektroenergetyką a gazownictwem w zakresie inteligentnego opomiarowania (źródło Dariusz Dzirba Inteligentne Opomiarowanie w Gazownictwie- korzyści i uwarunkowania, Konferencja Zaawansowane systemy pomiarowe - smart metering w elektroenergetyce i gazownictwie Warszawa marzec 2010) Grupa taryfowa Liczba odbiorców indywidualnych (gospodarstw domowych) Możliwość magazynowania danego typu nośnika energii na dużą skalę (cechy akumulacyjne systemu) Możliwość wyłączenia (odpowiedniej liczby) odbiorników systemu w krótkim czasie Liczba i różnorodność urządzeń wykorzystujących dany nośnik energii Możliwość wprowadzenia na szeroką skalę zmiennych, dynamicznych taryf Zróżnicowanie zużycia wśród różnych grup odbiorców indywidualnych Wpływ czynników niezależnych (np. pogoda) na zużycie Możliwość zmiany przyzwyczajeń odbiorców odnośnie do pory i wielkości wykorzystania Możliwość zdalnego wyłączenia odbioru (przy odpowiednim wyposażeniu licznika) Możliwość zdalnego włączenia odbioru (przy odpowiednim wyposażeniu licznika) Dostępność/możliwość wykorzystania w liczniku stałego źródła zasilania Występowanie problemów iskrobezpieczeństwa w licznikach Praca licznika w warunkach zewnętrznych (np. niskie temperatury) Liczba transmitowanych danych z urządzenia pomiarowego Możliwość (potencjalnego) występowania odbiorcy indywidualnego jako źródło lokalne Możliwość tworzenia sieci inteligentnych na bazie indywidualnych odbiorców Gazownictwo >6mln Elektroenergetyka >16mln jest brak brak jest mała duża mała duża duże małe/średnie duży znikoma jest mały/średni jest (w zauważalnym zakresie) jest brak jest brak jest jest brak jest brak mała duża brak jest brak jest Mimo wielu różnic miedzy gazownictwem i elektroenergetyką można jednak znaleźć wspólne dla obu rynków korzyści z wdrożenia inteligentnego opomiarowania. Jest to przede wszystkim: Minimalizacja nielegalnego poboru Możliwość zwiększenia częstości pomiarów Zmniejszenie kosztów inkasentów Redukcja błędów (a zatem i reklamacji) w odczytach związanych z czynnikiem ludzkim Możliwość zwiększenia przychodów dzięki wprowadzeniu nowych usług dla klientów Podwyższenie poziomu obsługi klienta Zwiększenie przejrzystości rozliczeń Możliwość segmentacji klientów na podstawie ich rzeczywistego zużycia (poszerzenie wachlarza taryf, uatrakcyjnienie oferty) Łatwiejsza zmiana dostawcy 138

139 Przykłady innych krajów pokazują (np. Wielka Brytania, Dania), że należy rozważyć wdrożenie inteligentnego opomiarowania dla różnych mediów (elektroenergetyki i gazu, gazu i ciepła) w przypadku analizy możliwości wdrożenia Inteligentnego opomiarowania. W Polsce spotykamy również przykłady budowania infrastruktury pomiarowej przez OSD (elektroenergetycznego), której wykorzystanie pozwala na odczyt danych z gazomierzy (Energa Operator SA) Rynek ciepła Charakterystyka rynku Podstawową cechą podmiotów funkcjonujących w obrębie sektora usług ciepłowniczych jest lokalny zasięg ich działalności. Poszczególne źródła i sieci ciepłownicze mają zasięg lokalny, co powoduje, że nie występuje wewnętrzny rynek ciepła w skali kraju, jak to jest w przypadku energii elektrycznej i gazu. Szacowana liczba liczników ciepła to ponad 1,5 mln liczników. Specyfika zaopatrzenia w ciepło polega na tym, że ciepło jest dostarczane do odbiorców za pośrednictwem nośnika ciepła gorącej wody lub pary. Podatność nośnika na utratę jakości ciepła w czasie transportu determinuje jego dostawę rurociągami na bliskie odległości. Sektor usług ciepłowniczych wykorzystuje w swej działalności scentralizowane i rozproszone systemy zaopatrzenia w ciepło. Oznacza to, że potrzeby cieplne odbiorców w zakresie ogrzewania i ciepłej wody użytkowej są pokrywane zarówno ciepłem wytwarzanym w scentralizowanych źródłach ciepła i dostarczanym za pośrednictwem sieci ciepłowniczych do wielu odbiorców, jak też ciepłem wytwarzanym w lokalnych źródłach, indywidualnych dla poszczególnych odbiorców (systemy rozproszone). Na lokalnym rynku ciepła odbiorca nie ma możliwości wyboru przedsiębiorstwa dostarczającego mu nośnik ciepła o określonych parametrach za pomocą sieci, a dostawca ma ograniczone możliwości pozyskiwania odbiorców, które wynikają z istniejących uwarunkowań technicznych (zasięg i parametry istniejących sieci) oraz ekonomicznych (wysoka kapitałochłonność budowy nowych odcinków sieci i jej rozwój). Odbiorca ma teoretycznie możliwość wyboru źródła, z którego może zakupić ciepło dostarczane do niego siecią ciepłowniczą. Wybór ten jednak zawsze będzie silnie ograniczony uwarunkowaniami technicznymi, czyli m.in. układem sieci ciepłowniczej i zdolnością przesyłową poszczególnych jej odcinków. W związku z tym konkurencja na lokalnym rynku ciepła może w pewnym zakresie rozwijać się pomiędzy przedsiębiorstwami ciepłowniczymi przy wyborze technologii wytwarzania ciepła, która z kolei powinna być czynnikiem wpływającym na obniżkę kosztów i cen oferowanych przez przedsiębiorstwa. Konkurencja jest również uzasadniona na etapie podejmowania decyzji o budowie lub rozbudowie istniejących systemów ciepłowniczych. W systemach ciepłowniczych w Polsce obserwuje się duże zróżnicowanie rozwiązań organizacyjnych i ich silną zależność od warunków lokalnych oraz zaszłości historycznych. Poszczególne elementy systemów ciepłowniczych (źródła ciepła, sieci ciepłownicze, węzły cieplne) mogą należeć do różnych przedsiębiorstw, gmin lub innych właścicieli oraz mogą być eksploatowane przez różne przedsiębiorstwa. Przedsiębiorstwa działające w obszarze zaopatrywania odbiorców w ciepło można podzielić na trzy zasadnicze grupy. Pierwsza z nich to tzw. grupa przedsiębiorstw ciepłownictwa zawodowego (70,7%), w skład której wchodzą zarówno zintegrowane pionowo przedsiębiorstwa produkcyjnodystrybucyjne, zajmujące się dostarczaniem do odbiorców ciepła produkowanego we własnych ciepłowniach i elektrociepłowniach oraz ciepła kupowanego od innych producentów, jak również przedsiębiorstwa z dominującym jednym rodzajem działalności ciepłowniczej wytwórcy bądź dystrybutorzy ciepła. Druga grupa obejmuje przedsiębiorstwa elektroenergetyki zawodowej 139

140 (6,5%), czyli takie, które zajmują się przede wszystkim wytwarzaniem i dystrybucją energii elektrycznej, a produkcja ciepła jest dla nich działalnością dodatkową. Trzecia grupa przedsiębiorstw (22,8%), obejmuje elektrociepłownie oraz ciepłownie należące do małych, średnich i dużych jednostek przemysłowych oraz usługowych, a więc podmioty, dla których działalność ciepłownicza to zaledwie ułamek, czasem bardzo niewielki, całej wykonywanej przez nie działalności gospodarczej. Przedsiębiorstwa ciepłownicze w większości przypadków są zintegrowane pionowo i posiadają koncesje na różne rodzaje działalności ciepłowniczej. Około 65% z nich łączy wytwarzanie z przesyłaniem i dystrybucją ciepła, a ponad 25% oprócz wytwarzania i dystrybucji ciepła zajmuje się również obrotem. Potencjał techniczny przedsiębiorstw ciepłowniczych charakteryzuje się dużym rozdrobnieniem i zróżnicowaniem. Przedsiębiorstwa ciepłownicze posiadają różnej wielkości źródła wytwarzające ciepło, jednak zdecydowaną przewagę ilościową mają źródła mniejsze. W 2008 r. moc zainstalowana w koncesjonowanych przedsiębiorstwach ciepłowniczych wynosiła ,3 MW, a osiągalna ,5 MW. Ponad 1/3 potencjału wytwórczego ciepłownictwa skupiona jest w dwóch województwach: śląskim i mazowieckim. Najniższym udziałem w krajowym potencjale mocy zainstalowanej i osiągalnej charakteryzowały się województwa: lubuskie, świętokrzyskie, podlaskie i warmińsko-mazurskie (po ok. 2%). Około 90% koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych zajmuje się wytwarzaniem ciepła. W 2007 r. wytworzyły one (wraz z odzyskiem) prawie 435 tys. TJ ciepła. Część tych przedsiębiorstw (17,7%), wytwarzało ciepło w kogeneracji z produkcją energii elektrycznej. Aktualnie ponad 62% wytworzonego ciepła (251 TJ) wyprodukowane zostało w kogeneracji, w elektrowniach i elektrociepłowniach należących zarówno do elektroenergetyki zawodowej, ciepłownictwa zawodowego, jak i do przemysłu. Struktura paliw zużywanych do produkcji ciepła ulega w ostatnich latach niewielkiej zmianie. Podstawowym paliwem wykorzystywanym do produkcji ciepła jest nadal węgiel kamienny, ale jego udział systematycznie się zmniejsza. Natomiast bardzo powoli rośnie udział ciepła uzyskiwanego w wyniku spalania biomasy Przesył i dystrybucja ciepła W 2008 r. 62% badanych przedsiębiorstw ciepłowniczych stanowiło własność sektora publicznego, z czego w około 78% podmiotów funkcje właścicielskie sprawowały organy samorządu terytorialnego, a 21% było własnością państwową. Pozostałe przedsiębiorstwa znajdowały się w rękach sektora prywatnego, z czego 21% było własnością podmiotów zagranicznych. Warto zwrócić uwagę na to, że na koniec 2008 r. ponad połowa (57%) mocy zainstalowanej w przedsiębiorstwach ciepłowniczych znajdowała się w sektorze prywatnym, natomiast w przypadku sieci ciepłowniczej zdecydowanie przeważała własność sektora publicznego (65%), z tego 82% było własnością samorządów terytorialnych. W 2008 r. koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze wytworzyły (wraz z odzyskiem) ponad 425 tys. TJ ciepła, tj. o 13,6% mniej niż w roku Połowę krajowej produkcji ciepła wytworzyły przedsiębiorstwa ciepłownictwa zawodowego. Udział ciepła wytworzonego w kogeneracji z produkcją energii elektrycznej kształtował się na poziomie ponad 62%. Ciepło w kogeneracji jest wytwarzane zarówno w elektrowniach i elektrociepłowniach należących do elektroenergetyki zawodowej i ciepłownictwa zawodowego, jak również należących do przedsiębiorstw przemysłowych. Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze dysponowały w 2008 r. sieciami o długości ponad 19 tys. km, z czego 81% należało do przedsiębiorstw, które % swoich przychodów uzyskiwały z działalności ciepłowniczej. Najdłuższe sieci, o długości powyżej 50 km, posiadało tylko 16% koncesjonowanych przedsiębiorstw. Natomiast 22% przedsiębiorstw posiadało sieci krótkie, o długości poniżej 5 km. W spółkach akcyjnych i z ograniczoną odpowiedzialnością w sumie skoncentrowane było 97% całej sieci ciepłowniczej. 140

141 Przychody sektora ciepłowniczego w 2008 r. ukształtowały się na poziomie ,1 mln zł i wzrosły w stosunku do roku poprzedniego o 1,3%, przy czym udział przychodów ze sprzedaży ciepła w przychodach ogółem z działalności ciepłowniczej wynosił 96,1%. Największy udział w przychodach całego sektora stanowiły przychody z wytwarzania (55,3%), a udział przychodów z przesyłania i dystrybucji oraz z obrotu ciepłem kształtował się mniej więcej na tym samym poziomie i wynosił odpowiednio 21,6% i 23,1%. Tabela 29 Produkcja ciepła w 2008 r. (Źródło: URE ) Rynek wodno-kanalizacyjny Charakterystyka rynku Usługi wodnokanalizacyjne świadczone są w warunkach monopolu naturalnego. Monopol ten ma charakter lokalny. Koszty transportu wody są wysokie, dlatego nie istnieją ogólnopaństwowe sieci przesyłające wodę z obszarów, gdzie występuje ona w nadmiarze do rejonów niedoboru. Ze względów ekonomicznych najbardziej efektywne jest istnienie na rynku jednego usługodawcy (zbędność duplikacji urządzeń). W sektorze usług wodociągowo kanalizacyjnych występują ponadto inne okoliczności powodujące niemożność lub nieracjonalność kreowania układów konkurencyjnych mianowicie: ograniczone możliwości wzrostu popytu, brak możliwości używania wspólnej sieci do przesyłania produktów różnych wytwórców, brak substytutów wody używanej do celów bytowych oraz procesów technologicznych. Lokalne sieci wodociągowe i kanalizacyjne są najczęściej własnością gmin, a zarządzają nimi miejscowe zakłady komunalne. Podłączenie do tych instalacji odbywa się na warunkach 141

142 określonych przez dostawcę, przy czym często pobierana jest opłata przyłączeniowa, która nie obejmuje wykonania samego przyłącza, a jest formą udziału w kosztach budowy całej sieci. Rynek opomiarowania zużycia wody jest trudny do oszacowania. Izba Gospodarcza Wodociągi Polskie zrzesza prawie 450 firm. W Polsce zgodnie z danymi GUS istnieje połączeń prowadzących do budynków mieszkalnych i zbiorowego zamieszkania (wodociągi), które są w większości opomiarowanie. Dodatkowe można szacować, że w większości gospodarstw domowych, których liczba prognozowana przez GUS w roku 2010 wynosi 14,6mln, istnieją wodomierze służące do rozliczania: w przypadku domów jednorodzinnych z przedsiębiorstwem wodociągowym, w przypadku budynków wielorodzinnych w ramach wspólnot mieszkaniowych. Z gromadzonych przez Izbę Gospodarczą Wodociągi Polskie danych wynika, że nie wszystkie gospodarstwa domowe posiadają własny licznik. W takim przypadku woda sprzedawana jest na podstawie ryczałtu. 3.8 Podsumowanie Podsumowując analizę otoczenia biznesowego polskiego rynku energii elektrycznej oraz korzystając z doświadczeń ESMA w zakresie rozwoju inteligentnego opomiarowania, można pokusić się o następujące wnioski mające istotny wpływ na przyszły model rynku opomiarowania: 1. Rozwój rynku energii elektrycznej poprzez wsparcie wymiany informacji: Inteligentne opomiarowanie pozwoli na zebranie i przekazywanie istotnych informacji na rynku energii. Wymiana tych informacji przyczyni się do rozwoju rynku energii poprzez możliwość budowania nowych produktów (cenników, rozwiązań sieci domowych HAN, E-usług, mikrogeneracji) oraz do zwiększenia konkurencyjności i jakości produktów już istniejących np. w zakresie niezawodności i jakości dostaw energii. Wymiana informacji powinna odbywać się przy wykorzystaniu otwartych protokołów, umożliwiając tworzenie interfejsów do systemów lokalnych (poszczególnych uczestników rynku) tak aby z nowych informacji mogły skorzystać wszystkie podmioty na rynku energii. W wymianie informacji, ze względu na dynamiczny rozwój inicjatyw proekologicznych np. samochodów elektrycznych, będą chciały uczestniczyć też nowe podmioty na tym rynku np. stacje doładowań dla aut elektrycznych. 2. Mikrogeneracja: Rozwój mikrogeneracji przyczyni się do rozwoju rynku energii, gdyż mikrogeneracja jest istotnym elementem w dążeniu do bilansowania energii w węzłach sieci jak najbliżej odbiorcy, tak aby uniknąć strat w przesyle i dystrybucji. Wdrożenie systemu inteligentnego opomiarowania jest niezbędne, ze względu na konieczność precyzyjnego monitorowania energii wytwarzanej przez prosumenta. Rozwój inteligentnego opomiarowania przyczyni się do rozwoju mikrogeneracji poprzez wybudowanie infrastruktury do przesyłu informacji służącej m.in. do sterowania wytwarzaniem energii przez prosumenta (np. poprzez sygnał cenowy). 3. Wdrażanie mechanizmów zarządzania popytem, Wdrożenie inteligentnego opomiarowania powinno umożliwić odbiorcy uzyskiwanie korzyści z udziału w programach zarządzania popytem. Powinno zapewnić odbiorcy bieżącą, rzeczywistą informację o aktualnej cenie i zużyciu energii, co przyczyni się do stymulowania odbiorcy do zachowań pro-oszczędnościowych; 142

143 4. Monitorowanie i poprawa działalności w zakresie dystrybucji energii elektrycznej. Dzięki wdrożeniu inteligentnego opomiarowania OSD uzyska narzędzie pozwalające na monitorowanie pracy sieci. Dane zbierane przy wykorzystaniu inteligentnego opomiarowania pozwolą na bardziej efektywną eksploatację sieci dystrybucyjnej oraz na powiązanie inwestycji OSD z poprawą jakości usług dla odbiorcy końcowego. 4 Analiza techniczna 4.1 Wprowadzenie Smart metering, czyli inteligentny system opomiarowania, to w skrócie instalacja elektronicznych urządzeń pomiarowych wraz z infrastrukturą, z możliwością komunikacji między odbiorcą, a przedsiębiorstwem energetycznym w czasie dążącym do rzeczywistego, z dwukierunkową transmisją danych. System inteligentnego opomiarowania daje możliwość wprowadzenia wielu dodatkowych funkcji, jak np. konfiguracja licznika, odłączenie lub podłączenie zasilania, analiza rzeczywistych danych o poziomie zużycia, zanikach zasilania itp. ESMA podaje kluczowe aspekty inteligentnego opomiarowania jako automatyczny proces zbierania, przesyłania, zarządzania i wykorzystania danych pomiarowych, zdalne zarządzanie licznikiem, dwustronna komunikacja z licznikiem, udostępnianie informacji o bieżącym zużyciu poszczególnym interesariuszom (w tym zwłaszcza odbiorcy), wspieranie działań, które podnoszą efektywność energetyczną (działania są zgodne z dyrektywą 2006/32/WE art.13). W kontekście systemu inteligentnego opomiarowania rozróżnia się następujące pojęcia: a)ami (Advanced Metering Infrastructure) system pozwalający na pomiar, gromadzenie i analizę zużycia energii, składający się z liczników energii i mediów komunikacyjnych. System składa się z urządzeń wraz z oprogramowaniem, interfejsów komunikacyjnych, systemów do zarządzania danymi oraz systemu zarządzania infrastrukturą. Sieć pomiędzy urządzeniami pomiarowymi i systemami biznesowymi pozwala na redystrybucję danych do przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców. W skrócie AMI można zdefiniować jako infrastrukturę niezbędną do pomiarów dokonywanych na potrzeby przyszłych sieci inteligentnych, czyli swoim zakresem i funkcjonalnością znacznie przekraczającą obecną infrastrukturę pomiarową. Jednym z celów budowy i rozwijania AMI jest włączenie uczestników rynku w system zarządzania popytem (interaktywność systemu), pozostałe cele to przewidywalność systemu energetycznego, możliwość integracji informacji i zapewnienie bezpieczeństwa w przypadku awarii lub zamierzonego ataku. b)amr (Automated Meter Reading) system zdalnego odczytu oparty na zaawansowanych technologiach pozwalających na odczyt z dalekich odległości, bez fizycznego dostępu do samego licznika. Sposób komunikacji z licznikiem bazuje na komunikacji radiowej lub łącza dedykowanego (PSTN, PLC, GPRS), przy czym komunikacja jest jednokierunkowa od licznika do kolektora danych, a jej częstotliwość ma pozwalać na kolekcję pomiarów, czyli jest zgodna z okresem rozliczeniowym (np. raz w miesiącu). Funkcje rozwiązania są ograniczone do pomiaru i rejestracji zużycia energii. c)amm (Automated Meter Management) to system stanowiący rozszerzenie zdalnego odczytu (AMR), głównie o możliwość dwukierunkowej komunikacji z licznikiem. Wykorzystywane w systemie liczniki umożliwiają, poza zdalnym pomiarem, zdalne zarządzanie danymi urządzeniami oraz przekazywanie informacji (np. zdalne odłączenie, załączenie odbiorcy, ograniczanie poboru mocy czynnej). Należy zaznaczyć, że funkcjonalność systemu AMM jest znacznym rozwinięciem funkcjonalności systemu AMR. System AMR to system bierny, przekazujący informacje odczytowe od odbiorcy do przedsiębiorstwa energetycznego. Wdrożenie AMM stwarza zupełnie nowe możliwości, jak np. dialog z odbiorcą końcowym, dotyczący prognozowania zużycia przez niego energii (rozwiązanie stosowane w Ontario), czy podawania informacji o aktualnej cenie energii, ilości 143

144 wytwarzanego CO2 (Australia), czy możliwości sterowania przez przedsiębiorstwo energetyczne lub firmę trzecią urządzeniami odbiorcy, np. termostatem (projekty w Norwegii i Wielkiej Brytanii). Różnice pomiędzy systemem AMR a AMM przedstawiono na poniższym schemacie: Rys. 23 AMI: Różnice pomiędzy systemem AMR a AMM W ramach niniejszego opracowania główny nacisk zostanie położony na systemy AMM, gdyż system AMR nie pozwoli zrealizować celów projektu takich jak: ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na moc (przy wykorzystaniu programów DSR), rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej, dzięki wprowadzeniu rozliczeń według rzeczywistego profilu zużycia (time of use), ułatwieniom w zmianie sprzedawcy oraz umożliwieniu konkurowania ceną w poszczególnych godzinach doby, zapewnienie odbiorcom informacji o bieżącym zużyciu energii i mediów, w celu umożliwienia oszczędności energii i zwiększenia efektywności jej wykorzystania, jeżeli bieżące zużycie energii miałoby posiadać informację również o wartości tego zużycia (czyli tego co dla odbiorcy jest najistotniejsze). Z uwagi na fakt, że system AMM współpracuje w znacznie szerszym środowisku, np. wymieniając się informacjami z siecią domową konsumenta (HAN), przekazując dane do portalu internetowego (WWW), czy z systemem zarządzania infrastrukturą, które są elementami AMI, często trudno będzie wyznaczyć granicę między rozwiązaniami AMI a AMM. Z punktu widzenia technologii istotne jest, że systemy te poza licznikiem obejmują również inne urządzenia, moduły, interfejsy komunikacyjne, media komunikacyjne i infrastrukturę IT. Niniejszy dokument odnosi się do całej infrastruktury, włączając: zdalny odczyt danych i ich dalsze przetwarzanie, zdalne zarządzanie licznikiem (ograniczenie mocy, rozłączanie, ponowne przyłączenie, zarządzanie popytem itd.), pomiar zużycia, jak również i generacji (w przypadku mikrogeneracji), zdalną konfigurację licznika (taryfy, przedział czasu między odczytami itd.), zdalną komunikację między graczami rynku a odbiorcą (np. informacja o cenie), przekazywanie informacji konsumentowi (np. zewnętrzny monitor), 144

145 komunikację (np. GPRS, GSM, PLC itp.), pomiar jakości energii (w tym ciągłość dostaw, jakość mocy), komunikację z innymi urządzeniami pomiarowymi, w tym zbieranie i przesyłanie danych. (ERGEG, 2007) Powyższa lista nie wyczerpuje lecz oddaje aktualny stan zaawansowania technologii Ogólna architektura systemu inteligentnego opomiarowania System inteligentnego opomiarowania (z technologicznego punktu widzenia) powinien spełniać wymagania stawiane przez odpowiednie akty prawne36, w tym powinna umożliwiać wdrożenie systemu zarządzania popytem w zakładanej przez niego funkcjonalności. Architektura systemu inteligentnego opomiarowania powinna: być tworzona w oparciu o otwarte, elastyczne i skalowalne standardy, być ukierunkowana na rozwój i ekspansje systemu, minimalizować koszt wstępnego rozwoju systemu, uwzględniać optymalizację systemu w celu zmniejszenia przyszłych kosztów eksploatacji. Model rozwiązania przedstawiony w niniejszym komponentów: technologie stosowane w domu, inteligentny licznik (smart meter), sieć komunikacyjną: olan, owan, system odczytu danych pomiarowych, interfejs użytkownika (portal), zarządzanie systemem i bezpieczeństwo. dokumencie uwzględnia 6 głównych Ogólną wizję systemu AMM i AMI przedstawiono na poniższym rysunku. 36 Kwestie dotyczące funkcjonowania układów pomiarowych formułuje Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych oraz uchylająca dyrektywę Rady 93/76/EWG (Dz. Urz. UE L 114, s. 64 z r.). 145

146 RF -M ES H Szyna Integracyjna Zigbee HAN Rys. 24 Ogólna architektura rozwiązania inteligentnego opomiarowania Skład systemu AMM W skład systemu (Rys. 24) wchodzą: 1.inteligentne liczniki, (oznaczone na rysunku cyfrą 1), 2.komunikacja (oznaczona na rysunku cyfrą 2): okoncentratory, omoduły komunikacyjne LAN WAN, 3.system zarządzania odczytami - centralny, niezależny od dostawcy liczników (oznaczony na rysunku cyfrą 3), odata Center i system zarządzania odczytami, 4.integracja: interfejsy do istniejących rozwiązań, przy wykorzystaniu szyny integracyjnej, (oznaczona na rysunku cyfrą 4) oportal, obiling, ohelpdesk, obpm, oinne systemy lokalne, 5.technologie stosowane w domu, w tym sieć domowa HAN (oznaczone na rysunku cyfrą 5), 6.zarządzanie infrastrukturą systemów inteligentnego opomiarowania (oznaczone na rysunku cyfrą 6) HAN sieć domowa W powiązaniu z inteligentnym licznikiem powstają nowe możliwości sterowania urządzeniami w domu przez odbiorców, przy wykorzystaniu takich technologii komunikacyjnych jak PLC, Zigbee, WiFi, Ethernet. Dzięki sieci HAN istnieje możliwość powiązania wyświetlacza zainstalowanego w mieszkaniu, informującego odbiorcę o bieżącym zużyciu energii i jej kosztach, z inteligentnym 146