POTRZEBA ZMIAN ROZLICZEŃ ZA MOC BIERNĄ

Transkrypt

1 Nr 4(119) Rynek Energii Str. 21 POTRZEBA ZMIAN ROZLICZEŃ ZA MOC BIERNĄ Sławomir Bielecki, Tadeusz Skoczkowski Słowa kluczowe: moc bierna, rynek energii elektrycznej, taryfy, opłaty za energię bierną, prosument Streszczenie. Bilansowanie mocy biernej oraz racjonalna gospodarka tą mocą są konieczne do utrzymania stabilnej i niezawodnej pracy systemu elektroenergetycznego. Zapotrzebowanie na moc bierną przez odbiorców końcowych wymaga jej przesyłu poprzez sieć elektroenergetyczną, a to powoduje szereg znanych negatywnych skutków, m.in. spadki napięcia i dodatkowe straty na przesyle energii. Z drugiej strony, w poborze i generacji tej mocy uczestniczą również elementy sieciowe, które w koncepcji sieci inteligentnych mogą coraz bardziej precyzyjnie w czasie rzeczywistym odpowiadać na chwilowe zapotrzebowanie mocy biernej. Z tym zagadnieniem wiąże się problem konieczności sformułowania nowych zasad rozliczeń za użytkowanie mocy biernej w kontekście funkcjonowania konkurencyjnego rynku energii elektrycznej z coraz bardziej postępującą penetracją jednostek generacji rozproszonej, w tym instalacji prosumenckich. Artykuł zawiera przegląd zasad i sposobów rozliczeń za użytkowanie mocy biernej, stosowanych w wybranych krajach europejskich, ze szczególnym uwzględnieniem Polski, sygnalizuje konieczność zmiany sposobu rozliczeń w celu lepszej alokacji kosztów i korzyści wynikających z gospodarki mocą bierną, wskazuje na potrzebę wykorzystania potencjału regulacyjnego mocy biernej, jaki tkwi w źródłach rozproszonych i instalacjach odbiorczych. 1. WPROWADZENIE Moc bierna, w przeciwieństwie do mocy czynnej, nie jest zamieniana na pracę użyteczną, a jej pojawianie się jest immanentnym zjawiskiem, charakterystycznym dla układów prądu przemiennego. W klasycznej teorii elektrotechniki zapotrzebowanie na tę moc wiąże się z wytwarzaniem w urządzeniach zmiennych w czasie pól elektromagnetycznych. Przesył mocy biernej powoduje szereg znanych skutków, np. zmniejszenie przepustowości linii oraz wpływa na rozkład napięć węzłowych. To sprawia, że utrzymanie bilansu mocy biernej w poszczególnych obszarach systemu elektroenergetycznego (SEE), warunkuje jego stabilność napięciową, zatem utrzymanie rezerw mocy biernej w SEE jest konieczne do prowadzenia niezawodnej i stabilnej jego pracy. Użytkowanie mocy (energii) biernej przez podmioty przyłączone do sieci elektroenergetycznej podlega rozliczeniom finansowym, których struktura jest odmienna od rozliczeń za moc (energię) czynną. Moc i energia bierna w większości krajów jest rozliczana w oparciu o narzucone zasady, nie adekwatnie do zmiennego na nią zapotrzebowania i faktycznego wpływu na pracę SEE. Współczesne osiągnięcia teorii mocy obwodów elektrycznych nie są praktycznie wykorzystywane do formowania zasad rozliczeń oraz taryf za energię. Dostarczanie mocy biernej powinno być traktowane jako usługa na rzecz operatora systemu (usługa systemowa, ancillary service) i być rozliczana na zasadach rynkowych. Prosument to podmiot, który jest jednocześnie wytwórcą i konsumentem. Z uwagi na możliwy charakter mocy biernej (pojemnościowy lub indukcyjny), podmioty użytkujące energię elektryczną, przyłączone do sieci prądu przemiennego stają się w naturalny sposób instalacjami prosumenckimi w zakresie dostarczania energii biernej. Uczestnicząc w rynku, poprzez realizację usług w zakresie gospodarowania mocą bierną, jednostki te powinny być odpowiednio rozliczane w zależności od ich aktywności, możliwości technicznych i rzeczywistego wpływu na pracę SEE. Publikacje, dotyczące rozliczeń za moc bierną w SEE, zwracają uwagę na znaczenie mocy biernej w utrzymaniu prawidłowej pracy systemu. Konieczność utrzymania odpowiedniej niezawodności zasilania oraz sprawności dostarczania energii i to w warunkach konkurencyjnego rynku, przy coraz większej penetracji generacji rozproszonej i struktur prosumenckich, sprawia iż temat rozliczeń finansowych za moc bierną wymaga prowadzenia odrębnych analiz. Sygnalizuje się konieczność zmian w sposobie obecnie stosowanych rozliczeń za użytkowanie energii (mocy) biernej [12], [14]. Celem niniejszego artykułu jest dokonanie przeglądu zasad rozliczeń za użytkowanie mocy biernej, stosowanych w krajach europejskich, ze szczególnym uwzględnieniem Polski, wskazanie na konieczność zmiany sposobu rozliczeń wynikającą z rozwoju technologicznego i rozwoju rynków energii, m.in. poprzez wykorzystanie potencjału regulacyjnego mocy biernej, jaki tkwi w źródłach rozproszonych oraz instalacjach odbiorczych. 2. SPOSOBY ROZLICZANIA ZA MOC (ENERGIĘ) BIERNĄ W EUROPIE W praktyce w każdym kraju obowiązuje odmienny sposób naliczania opłat za użytkowanie mocy i pobieranie energii biernej. Dotyczy to zarówno kształtowa-

2 Str. 22 Rynek Energii Nr 4(119) nia stawek, jak i grupowania odbiorców, podlegającym takim opłatom. Rozliczenia za użytkowanie mocy biernej mogą być realizowane na podstawie indywidualnych kontraktów z podmiotami przyłączonymi do SEE (Holandia, Niemcy, Wielka Brytania) lub w oparciu o odgórnie ustalone zasady: poprzez układ taryf, przewidujący płatności za każdą pojedynczą jednostkę pobieranej energii biernej (indukcyjnej i / lub pojemnościowej), naliczanie opłat w określonych przypadkach, zazwyczaj związanych z przekroczeniem przez odbiorcę określonego współczynnika mocy Kraje, będące liderami rozwiązań rynkowych w energetyce W takich krajach duzi wytwórcy energii elektrycznej (np. o mocy zainstalowanej powyżej 10 MVA w Finlandii lub zdolności wytwórczej co najmniej 50 MW w Wielkiej Brytanii) są obowiązani do utrzymania określonych rezerw mocy biernej i świadczenia usługi systemowej poprzez jej dostarczania. Tacy wytwórcy mogą nie otrzymywać żadnych płatności za udostępnienie zasobów mocy biernej, gdy ich jednostka pracuje w odgórnie zadanym zakresie współczynnika mocy (np. między: 0,92 ind. a 0,98 poj. w Norwegii). W Szwecji nie przewidziano mechanizmów rozliczeń finansowych za usługi związane z bilansowaniem mocy biernej, gdyż jednym z zadań operatora systemu przesyłowego jest takie zarządzanie, aby przepływy mocy biernej między poszczególnymi obszarami sieci były praktycznie zerowe. W Finlandii operator dysponuje własnymi źródłami, może też korzystać z rezerw podmiotów niezależnych, co jest usługą obowiązkową. W Niemczech nie ma jednolitego systemu płatności za moc bierną, wszystko jest uzależnione od kształtu kontraktów pomiędzy odbiorcami a operatorami systemów elektroenergetycznych. Współczynnik mocy cos w punkcie przyłączenia do sieci SN nie powinien być niższy niż 0,95 [1],[2],[3]. Podobnie w Holandii, sposób rozliczeń za pobór mocy biernej jest regulowany przez indywidualne kontrakty. Wytwórcy otrzymują płatności za zdolność produkcyjną mocy biernej, a nie za jej ilościowe dostarczenie. Dla odbiorców współczynnik mocy cosφ powinien być wyższy niż 0,8 [1]. Zgodnie z prawem brytyjskim, duży wytwórca powinien spełniać tam obowiązek minimalnej zdolności udostępnienia mocy biernej. W celu otrzymania płatności za usługę tego typu, podmiot musi realizować specjalne mechanizmy rozliczeń (domyślny, obowiązkowy, dodatkowy). Wytwórca składa ofertę, uwzględniając ceny za udostępnienie jednostki zarówno mocy jak i energii biernej. Zakwalifikowany dostawca usługi otrzymuje płatność z obu tytułów na podstawie rocznego kontraktu z operatorem systemu. Koszty funkcjonowania kontraktów są pokrywane z systemu opłat w ramach tzw. mechanizmów bilansujących. Współczynnik mocy cos w punkcie przyłączenia do sieci SN nie powinien być niższy niż 0,95 [2], [3]. 2.2 Pozostałe kraje europejskie Przegląd rozwiązań naliczania opłat za moc (energię) bierną wykonany został na podstawie pracy [4]. Opłacie może podlegać wielkość całkowitego poboru energii biernej w VArh (Estonia, Irlandia, Litwa) lub tylko jej poboru ponad dopuszczalny limit. Limit ten jest określony przez dopuszczalny współczynnik mocy (w zależności od kraju, definiowany jako cosφ lub tgφ), tzn. opłatę nalicza się, gdy pobór energii następuje przy współczynniku cosφ niższym od dopuszczalnego (lub przy tgφ wyższym od dopuszczalnego). Abstrahując od rozważań z zakresu teorii mocy, dla porównania tab. 1 i tab. 2 podają dopuszczalne wartości cosφ (dla niektórych krajów przeliczone z tgφ). Opłata może zależeć od różnicy między bieżącym poborem a wartością dopuszczalną, wynikającą z dopuszczalnego współczynnika cosφ w sposób bezpośredni (np. Bośnia-Hercegowina, Bułgaria, Rumunia) lub pośredni (Polska), dodatkowo może zależeć też od wielkości pobranej mocy w VAr (Finlandia, Norwegia). Sposób rozliczania podmiotów może być: egalitarny, tzn. identyczny sposób określania stawek dla wszystkich podmiotów (np. Słowenia, Chorwacja, Estonia, Irlandia, Litwa, Łotwa, Serbia); zróżnicowany różne stawki, uzależnione od parametrów charakteryzujących punkt przyłączeniowy, np. - zgodnie z poziomem napięcia zasilania: Francja (3 poziomy), Finlandia (uzależnione od grupy przyłączeniowej), Hiszpania (podmioty na napięciu powyżej 1 kv), Bośnia- Hercegowina (tylko podmioty przyłączone do sieci przesyłowej), - w zależności od wielkości poboru mocy: Islandia, Włochy (moc zainstalowana powyżej 16,5 kw), Bułgaria (przepustowość przyłącza powyżej 100 kw). Opłata może zależeć od chwili poboru, np. we Francji opłaty są naliczane za pobór energii biernej w okresie zimowym w dni powszednie w godzinach od 6 do 22. Wielkość opłaty może być dodatkowo zróżnicowana w zależności od lokalizacji podmiotu, jak np. w Nor-

3 Nr 4(119) Rynek Energii Str. 23 wegii (opłaty w wybranych obszarach sieci) lub w Rumunii, gdzie kraj podzielono na 8 obszarów. Stawki za pobór energii biernej mogą mieć charakter progresywny, zależny od względnej wielkości poboru mocy, określonej przedziałami współczynników mocy tab. 2 (przykładowo, dla wyższej stawki opłata jest równa 3-krotności opłaty z 1-szego progu w Rumunii, zaś w Serbii 2-krotności opłaty z 1-szego progu) lub tak, jak np. w Islandii, gdzie opłata wzrasta o 2 % za każdy 1% obniżenia współczynnika mocy. Generalnie, bardziej surowo traktowani są odbiorcy pobierający moc bierną pojemnościową niż indukcyjną, co przejawia się m.in.: wyższymi stawkami za jednostkę energii pojemnościowej, w porównaniu ze stawkami za jednostkę energii indukcyjnej (np. na Litwie, Łotwie i w Bułgarii, gdzie cena za energię pojemnościową jest 10-krotnie wyższa w porównaniu z ceną za energię indukcyjną); niższym limitem poboru mocy pojemnościowej, określonym dopuszczalnym współczynnikiem mocy (np. w Belgii limit ten jest uzależniony od poziomu napięcia zasilania odbiorcy, w Finlandii limit dopuszczalnego poboru energii pojemnościowej jest równy ¼ limitu energii indukcyjnej) lub brakiem takiego limitu dla mocy pojemnościowej (przy istniejącym określonym limicie dopuszczalnym dla mocy indukcyjnej) Polska, Portugalia, Rumunia. Wyjątkiem jest Słowenia, gdzie opłacie podlega tylko pobór mocy biernej indukcyjnej. Tabela.1. Wartości dopuszczalne minimalnego współczynnika mocy cosφ w wybranych krajach europejskich Kraj Dopuszczalny cosφ Litwa 1 Estonia 1 Portugalia 0,96 Chorwacja 0,95 Słowenia 0,95 Bośnia-Hercegowina 0,95 Macedonia 0,95 Belgia 0,93 Francja 0,93 Łotwa 0,93 Polska 0,93 Bułgaria 0,90 Islandia 0,90 Luksemburg 0,90 Holandia 0,80 Tabela.2. Wartości przedziałów współczynników mocy, od których uzależniona jest wysokość stawki za użytkowanie energii biernej w wybranych krajach Kraj Przedziały cosφ Serbia 1 0,95 > 0,95 Portugalia 0,96 0,930 0,93 0,89 > 0,89 Hiszpania 0,95 0,80 > 0,89 Rumunia 0,92 0,62 > 0,62 Włochy 0,89 0,80 > 0,80 Podsumowując, system naliczania opłat za pobór mocy biernej może być dość skomplikowany (Belgia, Finlandia, także Polska) lub skrajnie prosty i przejrzysty (np. w Estonii, obowiązuje wszystkich taka sama stawka, niezależnie od charakteru mocy, poziomu napięcia i bez dopuszczalnych limitów). 3. OPŁATY ZA ENERGIĘ BIERNĄ OBOWIĄZUJĄCE W POLSCE W Polsce zasady rozliczeń za użytkowanie energii biernej reguluje rozporządzenie [5]. Wprowadza ono pojęcie ponadumownego poboru energii biernej ( 45 ust.1). Nie ma więc opłaty za energię bierną a jedynie kara za ponadumowny jej pobór w określonym czasie. W praktyce, kar tego typu nie nalicza się dla gospodarstw domowych, co może mieć znaczenie w przypadku rozwoju segmentu prosumentów. Tematyka dotycząca obowiązującej w Polsce struktury opłat ponoszonych przez odbiorców energii elektrycznej za użytkowanie energii (mocy) biernej została poruszona w pracach [6] [10]. Spojrzenie na problem z punktu widzenia operatora systemu dystrybucyjnego zaprezentowano w [11]. W pracy [12], pokazano, że liczona na podstawie zależności podanej w 45 ust.6 rozporządzenia [5] opłata: zależy od czysto hipotetycznej wartości mocy czynnej, jaką pobrałby odbiorca, gdyby pobierał on energię bierną kosztem energii czynnej, tymczasem kompensacja mocy biernej u odbiorcy zazwyczaj nie ma istotnego wpływu na wielkość poboru przez niego mocy (energii) czynnej, zatem taka hipotetyczna wielkość mocy nie świadczy o utraconych korzyściach dostawcy energii elektrycznej, które mogłyby mieć miejsce jedynie w przypadku osiągnięcia maksymalnego dopuszczalnego obciążenia odcinka zasilającego, nie jest proporcjonalna do wielkości pobranej energii (mocy) biernej. Można pokazać, że opłata ta nie odzwierciedla wpływu poboru mocy biernej na koszty strat w sieci oraz wymiarowanie urządzeń, w tym nakłady inwestycyjne infrastruktury sieciowej [9], [12]. Warto też zwrócić uwagę, że gdyby opłata zależała proporcjonalnie tyl-

4 Str. 24 Rynek Energii Nr 4(119) ko od pobranej energii biernej, to byłaby nieproporcjonalna do strat energii w sieci, powodowanych przepływem mocy (energii) biernej, zwłaszcza na wspólnych gałęziach [12]. Dodatkowo należy mieć na względzie kwestie definicyjne dotyczące samego określenia mocy biernej [13]. 4. RACJONALNA GOSPODARKA MOCĄ BIERNĄ A KWESTIE ROZLICZEŃ Gospodarka mocą bierną jest częścią procesu bilansowania systemu określonego w ustawie Prawo energetyczne, jako działalność gospodarcza. Trudno sobie jednak wyobrazić jej prowadzenie na zasadach konkurencyjnych bez zbudowania ekonomicznie uzasadnionych reguł i kryteriów ustalania opłat za energię bierną. Tematyka dotycząca zarządzania mocą bierną w SEE poprzez sygnały ekonomiczne na rynku usług systemowych rozwinęła się w 1-szej dekadzie XXI w. [15] [19]. Generacja mocy biernej wiąże się z kosztami, które można zasadniczo podzielić na [2]: operacyjne (wysokie dla generatorów jednostek wytwórczych i generatorów synchronicznych, umiarkowane dla elementów typu FACTS; niskie dla baterii kondensatorów), utraconych korzyści, z tytułu ograniczenia wytwarzania energii czynnej (tylko w przypadku generatorów jednostek wytwórczych), kapitałowe na jednostkę mocy (wysokie: elementy FACTS; średnie: generatory synchroniczne; niskie: baterie kondensatorów, w przypadku generatorów w jednostkach wytwórczych rzeczywiste koszty są trudne do określenia). Struktura rozliczeń za moc (energię) bierną powinna zachęcać do efektywnego gospodarowania tą mocą, może być też źródłem dodatkowych korzyści finansowych [20]. Bodźce ekonomiczne powinny dostarczać zachęt do racjonalnych inwestycji w źródła mocy biernej we właściwych lokalizacjach. Bardzo zróżnicowany sposób rozliczania za użytkowanie energii biernej w poszczególnych krajach wynika z lokalnych uwarunkowań i tradycji, aczkolwiek dąży się w Europie do utworzenia jednolitego rynku energii w ramach struktury sieci inteligentnej. Należy spodziewać się ujednolicenia zasad funkcjonowania elektroenergetyki na poziomie międzynarodowym oraz ewolucji w kierunku rozwiązań opisanych w [21]. Z tym wiąże się konieczność zmian w sposobie rozliczeń za użytkowanie mocy i energii biernej i ujednolicenia na poziomie europejskim, z uwzględnieniem lokalnego charakteru zjawiska bilansowania mocy biernej. W szczególności, wpływ na konieczność podjęcia takich działań będą mieć następujące czynniki: prosumeryzm (coraz wyższa świadomość i aktywność indywidualnych odbiorców); swoboda gospodarcza (nisza dla podmiotów, oferujących innowacyjne usługi pomocnicze i/lub pośredniczące, w celu wykorzystania potencjału prosumentów w zakresie świadczenia usług systemowych agregatorzy, ESCO itp.); nowe możliwości technologiczne, zwłaszcza teleinformatyka (smart metering, programy cenowe, reakcja strony popytowej DSM); wdrażanie konkurencyjnego rynku energii działającego na przejrzystych zasadach; konieczność racjonalizacji wykorzystania zasobów i poprawy efektywności energetycznej procesu użytkowania energii elektrycznej. Na problem możliwych korzyści, wynikających ze sterowania zasobami mocy biernej, jakie tkwią w źródłach generacji rozproszonej w ramach struktur smart grid zwrócono uwagę m.in. w [3]. Celem sterowania może być utrzymanie właściwych profili napięciowych i maksymalizacja wytwarzania mocy czynnej w jednostkach generacyjnych. W pracy [3] zaproponowana została metoda koordynacji lokalnego sterowania mocą bierną, oparta na analizie wrażliwości charakterystyk mocowo-napięciowych. Może to być realizowane jako usługa systemowa w sieci dystrybucyjnej. Procedury funkcjonowania konkurencyjnego rynku mocy biernej, predestynowanego jednostkom generacji rozproszonej w sieci dystrybucyjnej przedstawiono również w [22]. Temat świadczenia usług regulacyjnych przez energetykę rozproszoną oraz odbiorców jest podejmowany w publikacjach krajowych [23] [28]. Obecnie w kraju tego potencjału się nie wykorzystuje. Odbiorca nie jest zainteresowany działaniami, które wpływałyby na pogorszenie wartości współczynnika mocy tgφ, gdyż rozliczany jest za jego przekroczenie, niezależnie od sytuacji w SEE. W [23] zwrócono uwagę, że instalacje większych odbiorców mogą być wykorzystywane, w procesie regulacji mocy biernej, zarówno w stanach ustalonych, jak i w przypadkach zagrożenia utraty stabilności SEE. Odbiorca ten może bowiem czasowo zmienić swój pobór mocy biernej (sterując odbiornikami takiej mocy pozostającymi w jego dyspozycji lub urządzeniami kompensacyjnymi) i to praktycznie bez zaburzenia głównego ciągu technologicznego. Praca takich źródeł może poprawiać bezpieczeństwo pracy SEE, jako uzupełnienie źródeł podstawowych (urządzeń pozostających w gestii jedynie operatorów systemu). Współczesne rozwiązania techniczne umożliwiają sterowanie lokalnymi źródłami mocy biernej, w stanach awaryjnych bądź w przypadku powstania zagro-

5 Nr 4(119) Rynek Energii Str. 25 żeń i co więcej nie wymaga to znaczących nakładów finansowych [23]. 5. PODSUMOWANIE Z przedstawionego przeglądu sposobów rozliczania za moc i energię bierną wynika, że metoda zależy od kraju i żadna z nich nie pokazuje rzeczywiście ponoszonych kosztów oraz nie odzwierciedla zmian zachodzących w sektorze elektroenergetycznym, w tym zmian o charakterze socjoekonomicznym. Zazwyczaj opłat za energię bierną nie pobiera się od odbiorców domowych, jedynie od wybranych odbiorców przemysłowo-usługowych [29]. Rolę katalizatora w procesie dostosowania taryf będą pełnić różnego rodzaju programy bodźcowe, które będą odpowiednio kształtować gospodarkę energią. Potrzeba głębokich zmian w taryfach dla energii czynnej jest dyskutowana od lat w wielu krajach. Pojawiają się koncepcje coraz bardziej wyrafinowanych programów cenowych stosujących np. taryfy wielostrefowe ToU (Time of Use), taryfy czasu rzeczywistego RTP (Real Time Pricing), taryfy z opcją ceny szczytowej CPP (Critical Peak Pricing). Ich celem jest lepsze dostosowanie taryf do zmian zachodzących w SEE, zarówno krótkoterminowych, wywołanych chwilowymi zmianami obciążenia i zdolności wytwarzania, jak i długoterminowych będących skutkiem np. deficytu mocy w systemie. Z tą problematyką wiąże się zagadnienie rozliczania za moc bierną w kontekście rynku energii i efektywnego (ekonomicznie i techniczne) zarządzania SEE. W kraju zaczyna się dostrzegać konieczność zmiany podejścia do sposobu wykorzystania źródeł mocy biernej i zmiany przepisów, zwłaszcza odnośnie wielkich odbiorców. LITERATURA W celu utrzymania bezpiecznej i stabilnej pracy, w SEE muszą być utrzymywane określone rezerwy mocy biernej. Liczne podmioty przyłączone do sieci mogą dysponować sterowalnymi źródłami takiej mocy i na żądanie operatora mogłyby dokonywać zmiany wielkości pobieranej lub oddawanej do sieci mocy biernej. Usługi tego typu mogłyby być świadczone zarówno przez jednostki wytwórcze wielkoskalowej energetyki (dla sieci przesyłowej), jak i mniejsze (na rzecz sieci dystrybucyjnej), składające się na generację rozproszoną, a także przez podmioty zarządzające instalacjami prosumenckimi (przemysłowymi lub komunalno-bytowymi). Zatem powszechna prosumpcja w SEE może dotyczyć nie tylko energii czynnej, ale również biernej (usługa systemowa). W celu zniesienia ograniczeń w wykorzystywaniu lokalnych źródeł mocy biernej w SEE, obecnie stosowane prymitywne taryfy, oparte na stałej wartości dopuszczalnej współczynnika tgφ powinny zostać zmienione. Nowy system opłat za moc bierną powinien generować prawidłowe sygnały rynkowe zarówno na poziomie inwestycji w SEE, np. źródła wytwarzania, urządzenia STATCOM, jak i w czasie eksploatacji SEE, dla operatorów systemów elektroenergetycznych i odbiorców końcowych. Na rynku pojawią się nowi gracze, np. firmy typu ESCO, dostarczające usługi energetyczne lub agregatorzy, stanowiący bufor pomiędzy rozproszonymi prosumentami a operatorami sieci. Prowadzony w Polsce spór o gwarantowane ceny dla prosumentów dobitnie pokazuje jak istotnym elementem staje się prawidłowa alokacja kosztów pomiędzy użytkownikami SEE, w tym oczywiście tych związanych z mocą bierną. [1] Mousavi O., Cherkaoui R.: Literature Survey on Fundamental Issues of Voltage and Reactive Power Control. Equole Polytechnique Federale de Lausanne, Eidgenossische Technische Hochschule Zurich, 10 June 2011 [2] Saraswat A., Saini A., Saxena A.K.: Reactive Power Management and Pricing Policies in Deregulated Power System. A Global Perspective. National Conference on Emerging Trends in Electrical, Instrumentation & Communication Engineering, Innovative Systems Design and Engineering. Vol. 4, No.7, 2013, s [3] Calderaro V., Galdi V., Lamberti F., Piccolo A.: Coordinated local reactive power control in smart distribution grids for voltage regulation using sensitivity method to maximise active power. Journal of Electrical Systems 9-4 (2013), s [4] ENTSO-E Overview of transmission tariffs in Europe: Synthesis 2014, June 2014 [5] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 18 sierpnia 2011r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną. Zał. do Obwieszczenia Ministra Gospodarki z r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu rozporządzenia. Dz. U. z r., poz [6] Ciura Sz.: Opłaty dystrybucyjne związane z poborem mocy biernej przez odbiorców. Energia Elektryczna 2/2011 [7] Piotrowski T.: Moc bierna sens fizyczny a pomiar. PAK nr 1/2003 s [8] Szczerba Z.: Czy liczniki kvarh powinny być stosowane? Acta Energetica 2/2009 s [9] Szpyra W., Kot A., Nowak W., Tarko R., Słowik J.: Zasady rozliczeń za pobór mocy a skutki ekonomiczne przesyłania. Energia Elektryczna 11/2012 [10] Kurkowski M., Popławski T., Mirowski J.: Energia bierna a przepisy Unii Europejskiej. Rynek Energii 2014, nr 2 (111), s

6 Str. 26 Rynek Energii Nr 4(119) [11] Masłoń W.: Opłaty za pobór energii biernej. Energia Elektryczna 5/2011 [12] Bielecki S.: Opłaty za pobór mocy biernej. Czy są słuszne? Elektro.info 12/2013 s [13] Bielecki S.: Różne wartości mocy biernej w układzie elektrycznym zasilanym napięciem odkształconym. Rynek Energii nr 6(103) 2012r., s [14] Kowalak R., Małkowski R., Szczerba Z, Zajczyk R: Automatyka systemowa a bezpieczeństwo energetyczne kraju. Tom 3 Węzły sieci przesyłowej i rozdzielczej. Wydawnictwa Politechniki Gdańskiej, 2013 [15] Paucar V., Rider M.: Reactive power pricing in deregulated electrical markets using a methodology based on the theory of marginal costs, Proceedings of the IEEE Large Engineering Systems Conference on Power Engineering, July 2001, s.7-11 [16] Bhattacharya K., Zhong J.: Reactive power as an ancillary service, IEEE Trans. Power Syst., vol. 16, May 2001, s [17] Zhong J., Bhattacharya K.: Toward a competitive market for reactive power, IEEE Trans. Power Syst., vol. 17, Nov. 2002, s [18] Hao S.: A reactive power management proposal for transmission operators. IEEE Trans. Power Syst., vol. 18, Nov. 2003, s [19] Zhong J., Nobile E., Bose A., Bhattacharya K.: Localized reactive power markets using the concept of voltage control areas. IEEE Trans. Power Syst., vol. 19, Aug. 2004, s [20] Saraswat A., Saini A., Saxena A.K.: Reactive Power Management and Pricing Policies in Deregulated Power System. A Global Perspective. National Conference on Emerging Trends in Electrical, Instrumentation & Communication Engineering, Innovative Systems Design and Engineering. Vol. 4, No.7, 2013, s [21] Bielecki S.: Prosument-nowa struktura instalacji elektroenergetycznych. Elektro.Info 10(128) 2014r.,s [22] Rueda-Medina A., Padilha-Feltrin A.: Distributed Generators as Providers of Reactive Power Support A Market Approach. IEEE Trans. on Power Systems, vol.28, no.1 Feb. 2013, s [23] Lis R., Łabuzek R.: Simulation of Reactive Power Imbalances in the Transmission Power Grid Threatened by the Problem of Voltage Instability. Acta Energetica 4/17 (2013), s [24] Korpkiewicz J., Bronk L., Pakulski T.: Capabilities Deliver Ancillary Services Provided by Decentralized Energy Generation. Acta Energetica 2/19 (2014), s [25] Korpkiewicz J., Bronk L., Pakulski T.: Methodology of Using Ancillary Services Provided by Distributed Generation for Planning and Development of MV Network Processes. Acta Energetica 4/17 (2013), s [26] Skoczkowski T., Bielecki S.: Warunki świadczenia usług systemowych przez prosumentów, XIX Konferencja Euro POWER, Warszawa, 2014, s [27] Klucznik J.: Udział farm wiatrowych w regulacji napięcia w sieci dystrybucyjnej. Acta Energetica 1/2010, s [28] Kołodziej D., Klucznik J.: Usage of Wind Farms in Voltage and Reactive Power Control. Acta Energetica 1/18 (2014), s [29] Network tariff structure for a smart energy system. A EURELECTRIC Paper, May 2013 A NEED FOR CHANGE IN REACTIVE POWER PRICING Key words: reactive power, energy market, tariffs, reactive power price, prosumer Summary. Reactive power balancing and reactive power management are necessary for stable and reliable operation of power systems. Reactive power demand by the end users requires its transmission via electric power network which brings about some known negative impacts, e.g. voltage drops and energy losses. On the other hand, the power network components, actively participating in reactive power generation and use, in the smart grid concept can in real time more precisely than earlier meet the demand for reactive power. This requirement for better balancing and rational management of reactive power in turn evokes need for better reactive power pricing in competitive market conditions, especially with steadily growing penetration of distributed generation, including prosumer installations. This article presents a review of reactive power payments principles and methods used in chosen European countries, with particular consideration of Poland. The article stresses the necessity for a change in actual reactive power pricing to get a better allocation of costs and benefits stemming from reactive power management, emphasizes the need for better exploiting the untapped regulation potential of distributed generation and end user s installations. Sławomir Bielecki, dr inż.. adiunkt, slawomir.bielecki@itc.pw.edu.pl Tadeusz Skoczkowski, prof. dr hab. inż., profesor PW, tadeusz.skoczkowski@itc.pw.edu.pl Zakład Racjonalnego Użytkowania Energii, Instytut Techniki Cieplnej im. B.Stefanowskiego, Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa, Politechnika Warszawska