NIP , REGON Olsztyn ul. Morwowa 24 tel/fax (089)

Transkrypt

1 OPERATOR Doradztwo TechnicznoFinansowe NIP , REGON Olsztyn ul. Morwowa 24 tel/fax (089) Optymalizacja grupy taryfowej i elektrycznej mocy umownej Opracował: mgr inż. Wiesław Olasek Olsztyn 2018 rok Doradztwo techniczne i inwestycyjne. Audyty efektywności energetycznej. Procedury zamówień publicznych. Studium wykonalności i obsługa inwestycji finansowanych ze środków unijnych. Członek Zrzeszenia Audytorów Energetycznych. Partner Fundacji "Instytut Partnerstwa PublicznoPrywatnego"

2 Copyright by Wiesław Olasek, Operator Doradztwo TechnicznoFinansowe Olsztyn

3 Wprowadzenie Z dużym zainteresowaniem spotkało się opracowanie pt. Kogeneracja poradnik inwestora. Jest w nim rozdział poświęcony optymalizacji elektrycznej mocy umownej w ujęciu wynikającym z analizy efektywności ekonomicznej zastosowania trigeneracji. Okazało się, że niektórzy inwestorzy zainteresowali się pierwszym etapem modernizacji sytemu energetycznego jakim jest optymalizacja grupy taryfowej oraz mocy umownej. Są to działania bezinwestycyjne, więc tym chętniej inwestorzy skłaniają się do ich zastosowania. Przy okazji zwracam uwagę na możliwość kompensacji mocy biernej (która też kosztuje) oraz zastosowania wartownika mocy umownej. Żeby szybko i sprawnie realizować zlecenia na powyższe optymalizacje zmodyfikowałem trochę swoje oprogramowanie i dzięki temu inwestorzy mogą szybciej otrzymać wyniki analizy, a tym samym mogą szybciej zacząć oszczędzać. Poniższy tekst napisany jest w oparciu o rzeczywiste dane sporego przedsiębiorstwa, z zastosowaniem pewnych modyfikacji, które umożliwią przedstawienie szerszej palety zagadnień. Wykorzystałem też fragmenty Poradnika. Opisywany w artykule zakład zasilany jest z dwóch linii energetycznych: głównej i awaryjnej. Przyłącze główne (i tak jest nazywane w analizie) ma moc umowną kw, a przyłącze awaryjne ma moc umowną kw i w roku bazowym 2017 ani razu nie było wykorzystane. Ze względu na dwa przyłącza inwestor ma przyjęty w umowie z Operatorem Systemu Dystrybucji (OSD) współczynnik do przeliczania kosztów dystrybucji 1,2 (tzw. mnożnik będzie o tym mowa w dalszej części). Wprawdzie w roku bazowym zakład miał przyjętą grupę taryfową dostawy prądu B23 jednak ze względów dydaktycznych przyjąłem grupę B21. 3

4 Analiza grupy taryfowej Odbiorcy energii elektrycznej rozliczani są za zużyty prąd według odpowiedniej grupy taryfowej określonej w umowie. Stosowanych jest szereg kryteriów kwalifikacyjnych, z których najważniejsze, odpowiadające wielkości poboru prądu przedstawiono poniżej. W dużych obiektach najczęściej spotykamy się z taryfami grupy B, czyli B21, B22 lub B23, odpowiadającymi zasilaniu z sieci elektroenergetycznej średniego napięcia (SN) o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv i niższym niż 110 kv oraz grupy C, czyli C21 C23, odpowiadającymi zasilaniu z sieci elektroenergetycznej niskiego napięcia (nn) o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv. 4

5 Opłata za usługi dystrybucyjne naliczana jest według poniższego wzoru. Stosunkowo nowym czynnikiem we wzorze jest stawka opłaty OZE, która w 2017 roku wynosiła 3,70 zł/mwh, a zgodnie z decyzją Prezesa URE, w 2018 roku wynosi 0,00 zł/mwh. Operator systemu dystrybucyjnego (OSD) to przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się transportem energii sieciami dystrybucyjnymi w celu dostarczenia ich odbiorcom. Jest ono odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej (art. 3 pkt 25 ustawy Prawo energetyczne). Zgodnie z obowiązującym prawem, na terenie Polski działa kilkudziesięciu OSD. Czyli OSD odpowiada za logistyczną stronę dostarczania nam prądu. Sprzedawca prądu, często nazywany też spółką obrotu energią, to spółka, która prowadzi działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną na rynku hurtowym (giełda, transakcje na rynku pozagiełdowym) lub detalicznym (sprzedaż prądu do odbiorców końcowych). Zgodnie z polskim Prawem energetycznym jest to działalność regulowana i w celu jej prowadzenia należy uzyskać koncesję na obrót energią elektryczną, którą wydaje Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. W dawno minionych latach odbiorca prądu otrzymywał jedną umowę, która obejmowała zarówno koszt energii czynnej jak i koszty dystrybucji. Ówczesny Zakład Energetyczny mógł, w ramach obowiązujących zasad, określać czy prąd jest tani czy drogi bo i tak pobierał opłatę za oba składniki. Marketingowo można było podawać, że np. ogrzewanie elektryczne jest tanie bo prąd jest tani ale to była fikcja. Obecnie na rynku działa przynajmniej kilkadziesiąt spółek obrotu energią i sprawa ceny prądu jest bardziej czytelna. OSD ustala swoje ceny w taryfie zatwierdzanej przez Prezesa URE, a sprzedawca prądu swoje na zasadach rynkowych. Odbiorca prądu może zrezygnować z odrębnych umów i podpisać umowę kompleksową stanowiąca podstawę dostarczania energii elektrycznej, zawierającą elementy sprzedaży i dystrybucji energii. W przypadku taryf dwustrefowych i trójstrefowych (C22, C23, B22, B23) występują różne ceny za dystrybucję (bo jest to mechanizm mobilizujący odbiorców do uwzględniania potrzeb dystrybutorów związanych z czasowym obciążeniem sieci elektroenergetycznych), natomiast sprzedawcy prądu 5

6 stosują często jedną cenę za energię czynną bez względu na strefy czasowe. Taryfy różnych OSD mogą być odmienne co do wartości, ale nie elementów podlegających taryfikacji. W dalszych analizach wykorzystamy taryfę energii elektrycznej na 2018 rok firmy Energa Operator SA z siedzibą w Gdańsku. Wspomniane taryfy dwustrefowe i trójstrefowe, dla wybranych taryf: B21, B22, B23, C21, C22a, C22b i C23 mają strefy czasowe: Rys. 1 Strefy czasowe w taryfie Elementy taryfy dla grupy B21 są następujące: Składnik zmienny stawki sieciowej całodobowy Stawka opłaty jakościowej Opłata OZE Stawka opłaty przejściowej od mocy um. Składnik stały stawki sieciowej od mocy um. Mnożna do mocy umownej Abonament zł/mwh zł/mwh zł/mwh zł/kw/mc zł/kw/mc zł/mc 6

7 Taryfa energii elektrycznej składa się z dwóch zasadniczych części: części zależnej od mocy umownej (zł/kw/mc); części zależnej od wielkości zużytej energii elektrycznej (zł/mwh). Rys. 2 Stawki opłat abonamentowych z tabeli 8 taryfy Rys. 3 Stawki opłaty przejściowej i opłaty jakościowej z tabeli 9.1 taryfy Rys. 4 Stawki opłat sieciowych z tabeli 9.2 taryfy 7

8 Wiemy już, że podstawą do wszelkich analiz są 15 minutowe pomiary zużycia prądu uzyskane od OSD. W naszym przypadku jest to pomiarów zużycia prądu w roku bazowym. Fragment takiego przykładowego zestawienia pokazany jest poniżej. Przedział czasowy Energia [kwh] Cała doba : :15 178, : :30 177, : :45 168, : :00 177, : :15 169, : :30 168, : :45 178, : :00 187, : :15 198,00 Rys. 5 Fragment tabeli 15 minutowego zużycia prądu Dysponując pomiarami 15 minutowymi musimy wykonać szereg przeliczeń, a w tym: zamianę chwilowego zużycia prądu [kwh] na chwilowe 15 minutowe obciążenie mocy [kw]; obliczenie godzinowego zużycia prądu [kwh/h]. Uzyskane chwilowe 15 minutowe obciążenie jest niezbędne, między innymi, do analizy i optymalizacji mocy umownej, natomiast godzinowe zużycie prądu posłuży do analizy profilu energetycznego zakładu i doboru grupy taryfowej. W naszym przypadku zakład zużył w roku bazowym ,36 MWh prądu, którego rozkład w poszczególnych miesiącach pokazuje wykres MWh/mc średnie zużycie [kwh/mc] procenty 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Rys. 6 Zużycie prądu w roku bazowym [kwh/mc] Żeby można było analizować zużycie prądu pod kątem grup taryfowych należy wyznaczyć zużycie we wszystkich strefach czasowych występujących w taryfie, gdyż ceny prądu w poszczególnych grupach taryfowych i strefach czasowych są różne. 8

9 Zużycie prądu dla taryfy 21[MWh/mc] Zużycie prądu dla taryfy 22a szczyt/ pozaszczyt[mwh/mc] Szczyt Pozaszczyt Suma Zużycie prądu dla taryfy 22b dzień/noc [MWh/mc] Dzień Noc Suma Zużycie prądu dla taryfy 23[MWh/mc] do południa popołudnie reszta doby Lato Zima Suma 9

10 Zużycie prądu w poszczególnych strefach [MWh/mc] Rys. 7 do południa popołudnie reszta doby zima średnia Analiza zużycia prądu w różnych strefach czasowych Z pomiarów 15 minutowych możemy wygenerować informacje dotyczące średniego obciążenia w poszczególnych dniach tygodnia w ciągu doby. Będzie to materiał przydatny do sugerowania inwestorowi pewnych zmian organizacyjnych mających na celu obniżenie kosztów z uwagi na strefy czasowe kw kw kw kw kw kw kw kw poniedziałek wtorek środa czwartek piątek sobota niedziela Rys. 8 Średnie wartości godzinowe obciążenia w poszczególnych dniach tygodnia kw kw kw kw kw kw kw kw kw kw kw kw 4,3% 4,3% 4,2% 4,2% 4,1% 4,1% 4,0% Wartość średnia Obciążenie procentowe Rys. 9 Średnie godzinowe obciążenie dobowe w dni robocze 10

11 Po uwzględnieniu elementów cenotwórczych z taryfy dla poszczególnych grup uzyskujemy ceny netto składowej dystrybucji prądu (wartości zostały posortowane rosnąco). Cena netto prądu w roku bazowym dla różnych taryf [zł/mwh] ,2 204,8 230,0 239, ,3 117,0 118,7 129,9 50 B23 B22 szczyt/poza B21 B22 dzień/noc C23 C22b C22a C21 Rys. 10 Ceny prądu dla poszczególnych grup taryfowych Uwzględniając wszystkie elementy składowe taryfy dystrybucji prądu, koszt netto prądu dla taryfy B21 wyniósł w roku bazowym zł. Z powyższego rysunku widać, że najlepsza dla przedsiębiorstwa byłaby grupa taryfowa B23, dla której roczny koszt netto wyniósłby zł. Oznacza to oszczędność z tytułu zmiany grupy taryfowej zł/rok. Zwróćmy uwagę, że zmiana grupy taryfowej nie wiąże się z koniecznością podejmowania jakichkolwiek działań inwestycyjnych. 11

12 Moc w rozliczeniach prądu Na początek kilka pojęć podstawowych: Moc zainstalowana jest sumą wartości mocy znamionowych wszystkich urządzeń elektrycznych, stałych i przenośnych, zainstalowanych w rozpatrywanej części instalacji elektrycznej. Przy określaniu mocy zainstalowanej nie uwzględnia się współczynnika jednoczesności pracy urządzeń. Moc przyłączeniowa jest to moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzania do sieci elektroenergetycznej. Określona jest ona jako maksymalna wartość ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut, służąca do zaprojektowania przyłącza. Przy określeniu mocy przyłączeniowej przyjmuje się wielkość współczynnika jednoczesności, z którego wynika jakie urządzenia mogą być włączone jednocześnie i określić ich moc. Moc przyłączeniową podawaną jest przez podmiot przyłączany we wniosku o określenie warunków przyłączenia oraz w warunkach przyłączenia. Moc przyłączeniową inwestor ma wpisaną w umowie o przyłączenie. Moc umowna jest to moc czynna pobierana lub wprowadzana do sieci elektroenergetycznej. Jest ona określona w umowie o świadczenie usług przesyłowych i dystrybucyjnych lub też w umowie o sprzedaż energii. Określana jest jako wartość maksymalna ze średnich wartości mocy w okresie 15 minut. Moc umowna przyjmowana do ustalania wysokości części stałej opłaty za usługę przesyłową jest określana w umowie o sprzedaż energii elektrycznej i świadczeń usług przesyłowych lub o świadczenie usług przesyłowych, jako wartość maksymalna ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut. Moc umowna zamawiana jest dla każdego z przyłączy (miejsc dostarczania energii). Moc umowna nie może być mniejsza od mocy optymalnej, ze względu na własności metrologiczne zainstalowanych przekładników prądowych i liczników energii elektrycznej, z uwzględnieniem charakterystyki poboru mocy przez odbiorcę. Za przekroczenie mocy umownej w okresie rozliczeniowym jest pobierana opłata w wysokości stanowiącej iloczyn składnika stałego stawki sieciowej oraz sumy maksymalnych wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną 15minutową, wyznaczonych w cyklach godzinowych, lub (jeśli urządzenia pomiarowe na to nie pozwalają) maksymalnej nadwyżki mocy pobranej ponad moc umowną 15minutową. Opłat tych nie pobiera się jeśli przekroczenie nastąpiło w wyniku awarii w sieci sprzedawcy lub na polecenie jego organu dyspozytorskiego. Moc umowna jest określona jako moc odpowiadająca największemu przewidywanemu 15minutowemu obciążeniu czynnemu, jednak optymalna z punktu widzenia odbiorcy moc umowna tzn. zapewniająca mu minimum opłat zależnych od tej mocy, nie zawsze wystąpi dla maksymalnej wartości 15minutowego obciążenia czynnego. Wartości optymalnej mocy umownej zależą między innymi od relacji między stawkami za przekroczenie mocy umownej i skorygowanej opłaty za moc umowną (po uwzględnieniu zwiększenia lub zmniejszenia miesięcznej stawki za moc umowną w zależności od trybu zamawiania mocy, pewności zasilania i rodzaju układu pomiarowego). Planowanie mocy umownej można oprzeć na przewidywaniu wartości i liczby przekroczeń mocy umownej, uwzględniając relacje między stawkami i długościami okresu, w którym obowiązywałaby ta wartość mocy umownej. Zgodnie z zapisami 46 rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz.U ): 12

13 1. Przedsiębiorstwo energetyczne monitoruje pobór mocy czynnej pobieranej przez odbiorcę, zwanej dalej "mocą pobraną", i mocy czynnej oddawanej do sieci przez podmiot przyłączony oraz wyznacza wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną określoną w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo umowie kompleksowej. 2. Nadwyżki mocy czynnej wyznacza się dla każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresach piętnastominutowych lub dla każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresach godzinowych, o ile układy pomiaroworozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu piętnastominutowym, lub jako maksymalną wielkość tej nadwyżki mocy wyznaczoną w okresie rozliczeniowym, o ile układy pomiaroworozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu piętnastominutowym i godzinowym. 3. Za przekroczenie mocy umownej określonej w umowach, o których mowa w ust. 1, jest pobierana opłata w wysokości stanowiącej iloczyn składnika stałego stawki sieciowej oraz: 1) sumy dziesięciu największych wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną albo 2) dziesięciokrotności maksymalnej wielkości nadwyżki mocy pobranej ponad moc umowną, zarejestrowanej w okresie rozliczeniowym, jeżeli urządzenia pomiarowe nie pozwalają na zastosowanie sposobu wskazanego w pkt 1. Dla inwestora ważne jest, że: W rozliczeniach uwzględnia się średnie wartości pobieranej mocy w okresie 15 minut. Oznacza to, że nie uwzględnia się chwilowych przekroczenia mocy umownej spowodowane np. rozruchem urządzeń. Jeżeli w ciągu tej samej godziny nastąpiło przekroczenie mocy więcej niż w ciągu jednej średniej 15minutowej, do obliczeń brane jest tylko największe z przekroczeń. Do obliczenia opłaty brane jest maksymalnie 10 największych przekroczeń w ciągu miesiąca, nawet jeżeli przekroczeń było znacznie więcej. Jeżeli przekroczeń jest mniej niż 10 liczy się tylko suma zarejestrowanych przekroczeń. W tym miejscu należy zwrócić uwagę na bardzo ważną kwestię językową. Otóż, w przytoczonym rozporządzeniu stosowane jest określenie opłata za przekroczenie mocy umownej, natomiast w języku potocznym bardzo często stosuje się określenie kara. Ze słowem kara, szczególnie w instytucjach zobowiązanych do stosowania ustawy o finansach publicznych, kojarzy się czyjaś wina lub niedopatrzenie i narażenie instytucji na straty. Jednak z punktu widzenia interesu publicznego i racjonalnej gospodarki należy stosować optymalizację kosztów. Z taką optymalizacją mamy do czynienia jeśli np. uznamy, że bardziej opłacalne jest przyjęcie lekko zaniżonej mocy umownej i liczenie się z ewentualnymi dodatkowymi opłatami wynikającymi z jej przekroczenia. Składowa kosztów energii elektrycznej wynikająca z mocy umownej płacona jest dostawcy za każdy miesiąc natomiast opłata dodatkowa za przekroczenie mocy umownej płacona jest jedynie w wyjątkowych sytuacjach. Inwestorzy z reguły nie zwracają uwagi na kwestie umów z dostawcami mediów. Najważniejsze żeby były pieniądze na opłacenie rachunków za media. Zwykle bywa tak, że projektant kiedyś określił jaka jest moc zainstalowana, dobrze jak uwzględniono współczynnik jednoczesności, podpisano umowę na dostawę prądu i to wszystko. Tak jak nie aktualizuje się dokumentacji budowlanej na bieżąco po każdych zmianach, tak też nie optymalizuje się warunków dostawy mediów. A przecież, szczególnie w branży elektrycznej, cały czas pojawiają się nowe urządzenia 13

14 elektryczne i zmienia się profil energetyczny obiektu. Wprawdzie energochłonność pojedynczych urządzeń się zmniejsza, ale ilość urządzeń się zwiększa. Co kilka lat należałoby przeprowadzać audyt energetyczny w celu aktualizacji warunków pracy. Niestety, często nawet po przeprowadzonej termomodernizacji lub modernizacji systemu energetycznego nie dokonuje się zmian mocy umownej lub zamówionej mocy cieplnej. Rzetelna optymalizacja mocy umownej wymaga stworzenia sobie rozbudowanych arkuszy kalkulacyjnych, gdyż obliczanie na piechotę nie wchodzi w grę. Niestety, zwykle tzw. domokrążcy doradzający inwestorom w kwestiach optymalizacji grup taryfowych i mocy umownych jedynym narzędziem jakim się posługują jest ich intuicja. Skutki tego bywają czasami opłakane, gdy po wprowadzeniu zmian koszty prądu są znacznie wyższe od bazowych. Przy optymalizacji mocy umownej bardzo łatwo popełnić błąd posługując się tylko godzinowym obciążeniem. Poniżej przedstawiony został wykres, na którym pokazane są trzy przedziały czasowe. Pierwszy (czerwony) pomiar dotyczy obciążenia godzinowego. Jest to zużycie prądu 60 kwh/h, czyli moc 60 kw. Drugi przedział (zielony) pokazuje cztery chwilowe obciążenia 15 minutowe (jedna godzina). Zużyta energia w tym przedziale wynosi także 60 kwh/h, chwilowe moce nie przekraczają mocy umownej 65 kw. W trzecim przedział pokazane są cztery chwilowe obciążenia 15 minutowe ze zużyciem 60 kwh/h, ale mamy jednokrotne przekroczenie mocy umownej o 23 kw. Moc chwilowa [kw] Rys. 11 Przekroczenie mocy umownej o 23 kw dla zużycia 60 [kwh/h] Wniosek z tego jest taki, że jeśli posługujemy się tylko pomiarami godzinowymi obciążenia, to nawet nie zauważymy, że ponosimy dodatkowe opłaty z tytułu przekroczenia mocy umownej. Wróćmy jednak do naszego zakładu. 14

15 [kw] Rys min pobór mocy Moc umowna w roku bazowym Profil 15 minutowy poboru prądu na przyłączu głównym w roku bazowym W całym roku bazowym nie wystąpiło przekroczenie mocy umownej. Z analizy pomiarów 15 minutowych uzyskaliśmy informację, że dla mocy umownej kw maksymalna wartość poboru prądu w roku bazowym wynosiła kw. Optymalizacja mocy umownej Moc umowną możemy optymalizować dla całego roku lub oddzielnie dla każdego miesiąca. Przy optymalizacji mocy umownej kluczową kwestią jest to, że do obliczania kosztu mocy umownej przyjmuje się sumę stałej stawki sieciowej i opłaty przejściowej dla danej grupy taryfowej, a do obliczania kosztu przekroczenia mocy umownej tylko składnik stały stawki sieciowej. Tak, więc występuje różnica kosztów mocy umownej i jej przekroczenia. Obniżając moc umowną mamy co raz więcej przekroczeń, czyli zmniejsza się koszt mocy umownej i zwiększa opłata za przekroczenie. Stosując metodę kolejnych przybliżeń określamy przy jakiej mocy umownej suma opłaty za moc umowną i opłaty za przekroczenia jest najniższa. Ponieważ zależy nam na uzyskaniu największych oszczędności można wyznaczać różnicę pomiędzy kosztem z roku bazowego i z optymalizacji i dążyć do największych oszczędności. Najlepiej zilustrują to poniższe rysunki. 15

16 Obciążenie 15 minutowe Przekroczenia Moc umowna Rys. 13 Optymalna moc umowna dla wybranego miesiąca W przedstawionym miesiącu, po obniżeniu mocy umownej, mamy 7 przekroczeń. Na kolejnym rysunku pokazane są koszty i oszczędności dla mocy umownych różniących się o ± 5% moc umowna [kw] A. Maksymalne oszczędności moc umowna [kw] Rys. 14 B. Minimalne koszty Optymalizacja mocy umownej oszczędności i koszty 16

17 Ilość przekroczeń mocy umownej ilustruje kolejny rysunek dla wybranego dnia w analizowanym miesiącu, na którym pokazana jest optymalna moc umowna oraz większa i mniejsza o 5% kw kw kw kw kw kw kw kw kw kw Rys. 15 Pobór mocy w wyznaczonym dniu Optymalna moc umowna Moc um 5% Moc um +5% Przekroczenia dla różnych mocy umownych Przekroczenia optymalnej mocy umownej Gdybyśmy zwiększyli moc umowną o 5% w stosunku do mocy optymalnej to wprawdzie przekroczeń by nie było, ale koszty prądu byłyby większe od optymalnych. Przy obniżeniu mocy umownej o 5% od mocy optymalnej koszty prądu byłyby większe od optymalnych ze względu na znaczny wzrost przekroczeń min pobór mocy Moc umowna stała Rys. 16 Profil 15 minutowego obciążenia [kw] przy stałej mocy umownej po zmianie 17

18 min pobór mocy Moc umowna Rys. 17 Profil 15 minutowego obciążenia [kw] przy zmiennej mocy umownej po zmianie Roczne koszty i oszczędność na mocy umownej mnożna dla roku bazowego: 1,2, mnożna dla stałej mocy um.: 1,2, mnożna dla zmiennej mocy um.: 1, Rok bazowy Moc umowna stała Moc umowna zmienna Koszty Oszczędności Rys. 18 Roczne koszty i oszczędności na mocy umownej przy zmianie grupy taryfowej Na podstawie uzyskanych wyników można stwierdzić, że bardziej korzystne jest zastosowanie zmiennej mocy umownej. Zapewne wielkość oszczędności jest trochę rozczarowująca, gdyż oczekiwania były znacznie większe. Należy jednak w tym miejscu wrócić do optymalizacji grupy taryfowej. Jeśli uwzględnimy, że w procesie optymalizacji dokonaliśmy zmiany grupy taryfowej z B21 na B23 i mocy umownej to uzyskamy łączne oszczędności: dla stałej mocy umownej dla zmiennej mocy umownej zł/rok zł/rok Do tej pory nic nie robiliśmy ze zmianą mnożnika dla dwóch przyłączy (jest 1,2). Jak wspomniałem na wstępie, grupę taryfową B21 przyjęliśmy dla roku bazowego ze względów poglądowych. W tak dużym zakładzie byłaby to grupa taryfowa B23 i jest to wariant bardziej realny. 18

19 Sprawdźmy jakie uzyskalibyśmy oszczędności gdyby w roku bazowym była grupa taryfowa B Roczne koszty i oszczędność na mocy umownej mnożna dla roku bazowego: 1,2, mnożna dla stałej mocy um.: 1,2, mnożna dla zmiennej mocy um.: 1, Rok bazowy Moc umowna stała Moc umowna zmienna Koszty Oszczędności Rys. 19 Roczne koszty i oszczędności na mocy umownej przy grupie taryfowe B23 Ponieważ zmieniły się elementy cenotwórcze dystrybucji uzyskaliśmy większe oszczędności na mocy umownej, przy zachowaniu niezmiennej mnożnej. Łączne oszczędności wynoszą: dla stałej mocy umownej dla zmiennej mocy umownej zł/rok zł/rok Roczne koszty i oszczędność na mocy umownej mnożna dla roku bazowego: 1,2, mnożna dla stałej mocy um.: 1,0, mnożna dla zmiennej mocy um.: 1, Rok bazowy Moc umowna stała Moc umowna zmienna Koszty Oszczędności Rys. 20 Roczne koszty i oszczędności na mocy umownej przy grupie taryfowe B23 i zmianie mnożnika Zmiana mnożnika spowodowała znaczny wzrost oszczędności w wyniku zmiany mocy umownej: dla stałej mocy umownej dla zmiennej mocy umownej zł/rok zł/rok Należy odpowiedzieć jeszcze na pytanie: co umożliwiło zmianę mnożnej z 1,2 na 1,0. Jak już wspomniano wcześniej, zakład ani razu w roku bazowym nie korzystał z przyłącza awaryjnego. Moc umowna przyłącza awaryjnego wynosi kw przy mocy umownej przyłącza 19

20 głównego kw. Oznacza to, że w przypadku awarii przyłącza głównego moc awaryjna jest wystarczająca do podtrzymania istotnych funkcji zakładu. Można zatem zastosować zamiast przyłącza awaryjnego spalinowy agregat prądotwórczy o mocy czynnej kw. Pozwoli to na zmianę umowy z OSD i zastosowanie jednego przyłącza (pomimo, że fizycznie łącze awaryjne zostaje), a tym samym zmianę mnożnej na 1,0. Czy takie działanie jest opłacalne dla inwestora? Aby określić efektywność ekonomiczną takich działań przyjmujemy: szacunkowy koszt netto agregatu prądotwórczego uzyskane roczne oszczędności ze zmiany taryfy ,00 zł ,00 zł/rok stopa dyskontowa (obowiązuje od r.) 2,85 % okres życia projektu 15 lat Uzyskujemy następujące wskaźniki efektywności: Prosty okres zwrotu SPBT lat 4,88 Bieżąca wartość netto NPV dla okresu 15 lat wynosi zł Wewnętrzna stopa zwrotu IRR dla okresu 15 lat wynosi 19,00% % 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% Rys. 21 Zależność NPV od stopy dyskonta Rys. 22 Skumulowane przepływy pieniężne (CCP) dla okresu 15 lat 20

21 Z ekonomicznego punktu widzenia zaproponowane działanie jest zasadne, gdyż spełnione są wszystkie kryteria opłacalności inwestycji tj.: prosty okres zwrotu jest krótszy niż 7 lat (okres uznawany za granicę opłacalności); bieżąca wartość netto NPV jest dodatnia; wewnętrzna stopa zwrotu IRR jest znacznie większa niż stopa dyskontowa. Podsumowanie Przeprowadzona analiza i optymalizacja grupy taryfowej, mocy umownej oraz sugerowane inne działania pozwalają stwierdzić, że wykonanie audytu efektywności energetycznej zakładu oraz wdrożenie rekomendowanych działań jest bardzo opłacalne. Niniejszy artykuł miał też za zadanie uświadomienie inwestorom stopnia trudności przy wykonywania audytów tego typu i uświadomienie konsekwencji nieumiejętnego lub nierzetelnego wprowadzania zmian w systemie energetycznym. Ponieważ wykonywanie audytów efektywności energetycznej i optymalizacje grup taryfowych i mocy umownych stanowią podstawowy zakres działalności naszej firmy zapraszam do współpracy. 21