Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce. rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE

Transkrypt

1 Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce ETAP III: Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Opracowanie wykonane na zlecenie PSE Operator S.A. w ramach umowy nr DO/411/BK/2008 zawartej pomiędzy PSE Operator S.A. a Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii spółka z ograniczoną odpowiedzialnością ( CATA ) Konstancin-Jeziorna, 30 kwietnia 2010 roku wersja 2.1.

2 SPIS TREŚCI 1. WPROWADZENIE PROPONOWANE MECHANIZMY DSR DLA KRAJOWEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ ZASADY FUNKCJONOWANIA REKOMENDOWANYCH PROGRAMÓW DSR PROGRAMY OSP (BODŹCOWE PROGRAMY DSR) Program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej () Taryfy z wyłączeniem () Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC) PROGRAMY SPRZEDAWCÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ (TARYFOWE PROGRAMY DSR) Taryfy wielostrefowe (TOU) Uczestnicy programu taryfy wielostrefowe Wymagania wobec odbiorców uczestniczących w programie taryfy wielostrefowe Realizacja programu Rozliczanie usługi DSR Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) Uczestnicy programu taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) Wymagania wobec odbiorców uczestniczących w programie Realizacja programu Rozliczanie usługi DSR Wsparcie taryfowych programów DSR przez operatorów sieciowych PODMIOTY UCZESTNICZĄCE W PROPONOWANYCH PROGRAMACH DSR I ICH FUNKCJE Operator Systemu Przesyłowego Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych Niezależny Operator Pomiarów (NOP) URB typu odbiorca końcowy (URB OK ) Odbiorcy energii Sprzedawcy energii elektrycznej Urzędy centralne i ineresariusze (URE, MG, UOKiK, jednostki samorządu terytorialnego) SZCZEGÓŁOWE ZASADY DZIAŁANIA PROPONOWANYCH MECHANIZMÓW DSR NALEŻĄCYCH DO OSP UCZESTNICY POSZCZEGÓLNYCH PROGRAMÓW DSR Program i Program DLC WYMAGANIA TECHNICZNE WOBEC UCZESTNIKÓW POSZCZEGÓLNYCH PROGRAMÓW DSR Program Wymagania wobec urządzeń uczestnika programu, poprzez które świadczona jest usługa redukcji obciążenia Wymagania wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) Program Wymagania wobec urządzeń uczestnika programu, poprzez które świadczona jest usługa redukcji obciążenia Wymagania wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) Program DLC Wymagania wobec urządzeń uczestnika programu, poprzez które świadczona jest usługa redukcji obciążenia Strona 2 z 98

3 Wymagania wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) WYMAGANIA FORMALNE WOBEC UCZESTNIKÓW POSZCZEGÓLNYCH PROGRAMÓW DSR Wymagania ogólne Umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia Zmiany w umowach przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej Umowa przesyłania pomiędzy OSP a NOP Umowa dystrybucji pomiędzy OSD a NOP Umowa przesyłania pomiędzy OSP a OSD Umowa dystrybucji pomiędzy OSD a URB Umowy pomiędzy NOP a URB i sprzedawcami energii elektrycznej FUNKCJONOWANIE PROGRAMÓW DSR Aktywacja programów DSR Program Program Program DLC Realizacja programów DSR Program Program Program DLC UWZGLĘDNIENIE USŁUGI REDUKCJI OBCIĄŻENIA W PROCESACH PLANOWANIA I PROWADZENIA RUCHU Zmiany w procesach planowania operatywnego Zmiany w procesach prowadzenia ruchu ZASADY PRZETWARZANIA DANYCH POMIAROWYCH Zasady ogólne Pozyskiwanie danych pomiarowych przez OSP oraz danych pomiarowych przez OSD Przekazywanie danych pomiarowych pomiędzy OSD a NOP Przekazywanie danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych pomiędzy NOP a OSP Przekazywanie danych pomiarowych pomiędzy OSP a NOP Przekazywanie danych pomiarowych pomiędzy NOP a URB i sprzedawcami energii elektrycznej WYZNACZANIE WIELKOŚCI ZREALIZOWANEJ REDUKCJI Zasady ogólne Program i Program DLC CENY ROZLICZENIOWE USŁUGI REDUKCJI OBCIĄŻENIA Program Program Program DLC ROZLICZANIE USŁUGI REDUKCJI OBCIĄŻENIA Zasady ogólne i dokładność rozliczeń usługi redukcji obciążenia Rozliczenia ilościowe i wartościowe usługi redukcji obciążenia Program Program Program DLC Fakturowanie i rozliczenia finansowe Udostępnianie danych rozliczeniowych Dane dobowe RDDSR Dane miesięczne RHDSR Dane skorygowane RHKDSR Strona 3 z 98

4 Kary za niezrealizowanie redukcji obciążenia Program Program Program DLC WYMAGANE ZMIANY LEGISLACYJNE ZMIANY DOTYCZĄCE WYMAGAŃ TECHNICZNYCH DLA UKŁADÓW POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH ENERGII ELEKTRYCZNEJ ZMIANY DOTYCZĄCE KOSZTÓW PONOSZONYCH PRZEZ OPERATORÓW SIECIOWYCH W WYNIKU ŚWIADCZENIA PRZEZ ODBIORCÓW USŁUGI REDUKCJI OBCIĄŻENIA Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej Koszty usług jakościowych WPROWADZENIE STREFOWOŚCI W TARYFACH PRZESYŁOWYCH I DYSTRYBUCYJNYCH OBOWIĄZEK ZATWIERDZANIA TARYF ENERGII ELEKTRYCZNEJ DLA WSZYSTKICH ODBIORCÓW PROPOZYCJA ZMIAN LEGISLACYJNYCH WSPIERAJĄCYCH WDROŻENIE PROPONOWANYCH MECHANIZMÓW DSR Rozporządzenie MG w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego Rozporządzenie MG w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną Pozostałe zmiany Wprowadzenie strefowości w taryfach dystrybucyjnych Obowiązek zatwierdzania taryf energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców Strona 4 z 98

5 1. Wprowadzenie Opracowana w ramach etapu II niniejszego zadania koncepcja wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej przewiduje wdrożenie dwóch grup programów DSR: Zaliczanych do grupy tzw. programów bodźcowych, których właścicielem będzie operator systemu przesyłowego (OSP). Zaliczanych do grupy tzw. programów taryfowych, których właścicielami będą Sprzedawcy energii elektrycznej. Z przeprowadzonej w ramach ww. etapu analizy uwarunkowań dotyczących wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii wynika, że w Polsce istnieje potencjał strony popytowej możliwy do wykorzystania w celu poprawy zarówno warunków bilansowania systemu elektroenergetycznego jak i zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Różne formy zarządzania popytem mogą przy tym znaleźć zastosowanie zarówno podczas normalnej pracy systemu elektroenergetycznego wyrównywanie obciążenia, jak i w stanach zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii oraz w stanach awaryjnych, np. do selektywnego wyłączania odbiorników. Z punktu widzenia sterowania pracą systemu elektroenergetycznego reakcja strony popytowej może funkcjonować jako narzędzie wspomagające OSP w procesie zarządzania mocą w różnych horyzontach czasowych. Rola, jaką odgrywają programy DSR w procesach planowania oraz sterowania pracą systemu elektroenergetycznego zależy od czasu reakcji odbiorcy. Przykładowo, taryfy czasu rzeczywistego (RTP) czy też programy licytacji popytu (DBP) oddziałują na plany i harmonogramy wytwarzania w zakresie rynku dnia następnego, podczas gdy taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) oraz programy taryf z wyłączeniem () oddziałują na rozdział obciążeń, a tym samym mają wpływ na sterowanie bieżące, realizowane w czasie rzeczywistym. Taryfy wielostrefowe (TOU) nie wywołują tak szybkiej reakcji, dlatego też mogą być postrzegane jako zasoby energetyczne wykorzystywane podczas procesu planowania pracy systemu elektroenergetycznego w perspektywie miesięcy poprzedzających fizyczne dostawy energii. Natomiast efektywność energetyczna może oddziaływać w zakresie długoterminowego planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego. Spośród ww. różnych programów DSR, do wdrożenia w warunkach krajowych zaproponowano te programy, których oddziaływanie na system można wykorzystać w trakcie planowania oraz prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego. Są one szczególnie atrakcyjne z punku widzenia OSP, ponieważ mogą być przez niego wykorzystane do zapewnienia krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Uwzględniając powyższe uwarunkowania zarekomendowano wdrożenie następujących bodźcowych programów DSR (o charakterze antyawaryjnym), których właścicielem będzie operator systemu przesyłowego: 1. Program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (). Strona 5 z 98

6 2. Taryfy z wyłączeniem (). 3. Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC). Uwzględniając strukturę podmiotową polskiego rynku energii elektrycznej i relacje pomiędzy poszczególnymi podmiotami, uczestnikami programów DSR, których właścicielem będzie OSP, powinni być następujący użytkownicy systemu elektroenergetycznego: URB OK i URD typu odbiorca udział bezpośredni po spełnieniu warunków technicznych określonych przez OSP. URB będący jednocześnie podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe obsługiwanych przez siebie odbiorców funkcja agregatora odbiorców indywidualnych uczestniczących w programie w sposób pośredni. Długoterminowe zwiększenie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego można uzyskać wpływając na zachowania odbiorców energii w zakresie zużycia energii elektrycznej. Zachowania te powinny być ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużywanej przez nich energii elektrycznej, prowadzącej w konsekwencji do dobowego wyrównania krzywej zużycia. Najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty i świadomość odbiorców. Najskuteczniejszym narzędziem do osiągnięcia tego typu celów są programy DSR oparte na taryfach wielostrefowych. W ramach tego typu mechanizmów zarekomendowano wdrożenie następujących programów DSR, których właścicielami będą sprzedawcy energii elektrycznej: 1. Taryfy wielostrefowe (TOU). 2. Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP). Programy DSR, których właścicielami są sprzedawcy energii elektrycznej powinny być kierowane do odbiorców końcowych należących do różnych grup taryfowych, którzy nie uczestniczą samodzielnie w hurtowym rynku energii elektrycznej. Wdrożenie proponowanych taryfowych programów DSR powinno być wspierane przez operatorów systemów (OSP i OSD) z wykorzystaniem odpowiedniej konstrukcji taryf usług przesyłowych i dystrybucyjnych. Oznacza to, że taryfy usług przesyłowych i dystrybucyjnych również powinny być zróżnicowane w poszczególnych godzinach doby i dopasowane do dobowej i sezonowej zmienności zapotrzebowania na energię elektryczną oraz cen energii i kosztów jej dostarczenia w poszczególnych godzinach doby. Jest to zgodne z zakładanymi w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku działaniami na rzecz poprawy efektywności energetycznej, które przewidują zastosowanie technik zarządzania popytem (Demand Side Management). Obejmują one stymulowanie 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 zdalnej dwustronnej komunikacji z licznikami elektronicznymi. Przeprowadzone w ramach etapu II analizy pozwoliły zidentyfikować występujące ograniczenia, które w znacznym stopniu limitują pełne wdrożenie proponowanych Strona 6 z 98

7 mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej. Podstawowymi ograniczeniami są: Obecny system opomiarowania, oparty w dużej mierze na licznikach indukcyjnych, który uniemożliwia wdrożenie programów DSR opartych na taryfach wielostrefowych dla wszystkich odbiorców oraz znacznie ogranicza wdrożenie bodźcowych programów DSR. Regulacja cen dla odbiorców z grupy taryfowej G (odbiorcy z tej grupy zużywają około 25% całkowitego wolumenu zużywanej energii elektrycznej), która uniemożliwia wdrożenie taryfowych programów DSR dla gospodarstw domowych. Pomimo występujących ww. ograniczeń możliwe jest rozpoczęcie procesu wdrażania proponowanych mechanizmów DSR w obecnych warunkach. Aktualnie odbiorcy zaliczani do grup taryfowych A23, B23, C23, B22, C22, C12 w dużej części posiadają układy pomiarowe umożliwiające weryfikację wykonanej redukcji. Jednocześnie od stycznia 2008 roku taryfy dla sprzedaży energii elektrycznej dla ww. grup odbiorców nie są już regulowane (zatwierdzane przez Prezesa URE). Aby wdrożyć proponowane programy DSR w warunkach krajowych oprócz spełnienia uwarunkowań technicznych udziału użytkowników systemu w proponowanych programach, muszą dodatkowo zaistnieć odpowiednie bodźce ekonomiczne skierowane do odbiorców energii elektrycznej. Najistotniejszym czynnikiem powodującym, że odbiorca przystąpi do danego programu są korzyści ekonomiczne jakie odbiorca może osiągnąć z tytułu uczestnictwa w danym programie oraz świadomość odbiorcy, że redukując swoje obciążenie, czy też przesuwając je w czasie, przyczynia się do poprawy warunków bilansowania i/lub poprawy bezpieczeństwa dostaw systemu elektroenergetycznego, powodując w ten sposób obniżenie całkowitych kosztów dostaw energii elektrycznej, co w rezultacie może mieć pozytywny wpływ na wysokość taryfy przesyłowej i dystrybucyjnej. W niniejszym etapie pracy przedstawiono opis szczegółowych rozwiązań mechanizmów DSR dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), na poziomie umożliwiającym ich dalszą implementację w regulacjach prawnych oraz odpowiednich regulaminach i instrukcjach, w tym: Model biznesowy rynku usług DSR, zawierający określenie podmiotów uczestniczących w poszczególnych programach DSR i ich ról. Model ekonomiczny kontraktowania i rozliczania usług DSR. Rozwiązania techniczne, m.in. model i zakres wymiany informacji pomiędzy podmiotami rynku usług DSR, sposób działania układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter). Wymagane rozwiązania legislacyjne umożliwiające pełne wdrożenie proponowanych programów DSR. Strona 7 z 98

8 2. Proponowane mechanizmy DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zasady funkcjonowania rekomendowanych programów DSR W koncepcji wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zarekomendowano implementację programów DSR, mających na celu zarówno poprawę warunków bilansowania systemu elektroenergetycznego i zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej jak i ukierunkowanych na zwiększenie efektywności zużycia energii elektrycznej przez odbiorców końcowych, prowadzącej do dobowego wyrównania krzywej zużycia energii elektrycznej. Realizacja pierwszego celu jest możliwa dzięki programom DSR, których właścicielem będzie operator systemu przesyłowego (OSP), a drugiego dzięki programom DSR, których właścicielami będą sprzedawcy energii elektrycznej. W niniejszej części opracowania przedstawiono krótki opis zasad działania rekomendowanych do wdrożenia programów DSR oraz podstawowe funkcje podmiotów uczestniczących w tych programach Programy OSP (bodźcowe programy DSR) W koncepcji wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zarekomendowano trzy programy DSR, których właścicielem będzie operator systemu przesyłowego. Programy te należą do grupy tzw. programów bodźcowych i polegają na redukcji maksymalnych obciążeń szczytowych, dzięki czemu umożliwiają OSP wykorzystanie istniejących zasobów strony popytowej do zapewnienia krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Proponowane mechanizmy DSR będą mogły być stosowane przez OSP w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, w przypadkach braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy, jako: Środek mający na celu usunięcie zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. Mechanizm uzupełniający i poprzedzający wprowadzenie administracyjnych ograniczeń w poborze energii elektrycznej. Zgodnie ze znowelizowaną ustawą Prawo energetyczne wprowadzenie ograniczeń w poborze energii elektrycznej powinno zostać poprzedzone wszelkimi możliwymi działaniami przy wykorzystaniu dostępnych środków mających na celu usunięcie tego zagrożenia i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. Działania te powinny zostać realizowane przez OSP we współpracy z użytkownikami systemu elektroenergetycznego. Bodźcowe programy DSR są jednym z możliwych środków mających na celu usunięcie występującego zagrożenia. Ze względu na to,że są one dobrowolne i uzależnione od zainteresowania odbiorców generowanymi przez nie zachętami finansowymi (bodźcami) pozwalają na uzyskanie efektów w postaci redukcji maksymalnych obciążeń szczytowych Strona 8 z 98

9 od 4% do 9% 1 mocy szczytowej danego systemu elektroenergetycznego. Uwzględniając powyższe oraz maksymalne zapotrzebowanie na moc w KSE (maksymalne zapotrzebowanie na moc w KSE wystąpiło 26 stycznia o godzinie i wynosiło MW) można powiedzieć, że wdrożenie bodźcowych mechanizmów DSR w warunkach krajowych powinno umożliwić obniżenie mocy szczytowej o około MW. Porównując powyższe oczekiwania dotyczące obniżenia mocy szczytowej w KSE w wyniku działania programów DSR z prognozowanymi efektami jakie przyniosą planowane ograniczenia w poborze energii elektrycznej określone w Planie ograniczeń OSP można przyjąć, że są one do osiągnięcia. Prognozowane obniżenie pobieranej mocy przez odbiorców w Planie ograniczeń OSP wynosi od 921 MW dla 12 stopnia zasilania (jest to pierwszy stopień, który wprowadza ograniczenia w poborze mocy przez odbiorców) co odpowiada około 3,6% maksymalnego zapotrzebowania na moc w KSE. Podobne efekty, jak w przypadku działań administracyjnych jakimi jest wprowadzanie ograniczeń w poborze energii elektrycznej, można uzyskać w wyniku dobrowolnego działania odbiorcy, w ramach programy DSR, pod warunkiem, że w wyniku takiego działania odbiorca uzyska zadowalający korzyści ekonomiczne. Na podstawie analiz przeprowadzonych w ramach etapu II niniejszego zadania wynika, że wdrożenie bodźcowych programów DSR może pozwolić na ograniczenie mocy szczytowej o około 5,5% maksymalnego zapotrzebowania na moc w KSE (co odpowiada MW), przy czym największymi możliwościami w ograniczeniu mocy szczytowej dysponują odbiorcy przyłączeni do niskiego napięcia. Jednak udział tego typu odbiorców w programach DSR wymaga wymiany obecnego systemu opomiarowania, opartego w dużej mierze na licznikach indukcyjnych i uniemożliwiającego udział małych odbiorców, w tym odbiorców w gospodarstwach domowych, w bodźcowych programach DSR Program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej () Program polega na dobrowolnym zmniejszeniu obciążenia przez odbiorcę w zamian za wynagrodzenie przysługujące według stawek ustalonych w programie. Przystąpienie do programu jest dobrowolne, uczestnik programu bierze w nim udział na podstawie umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranej z OSP. Uczestnikami programu mogą być: 1. URB typu odbiorca końcowy (URB OK ) lub odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym (RB) 2, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział bezpośredni. 1 2 Na podstawie efektów wprowadzenia mechanizmów DSR w USA, określonych w ramach I etapu zadania szczegółowego. Zgodnie z IRiESP użytkownik systemu będący URB OK przyłączonym do podstawowego obszaru RB może umocować innego URB, który w ramach swojej JG odbiorczej będzie odpowiedzialny za jego bilansowanie handlowe na RB i w ramach tego będzie: Zgłaszał do realizacji Umów Sprzedaży Energii Rozliczał z OSP niezbilansowanie wynikające z różnicy pomiędzy ilością energii z przyjętych do realizacji Umów Sprzedaży Energii oraz rzeczywistą ilością dostaw energii. Strona 9 z 98

10 2. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) typu odbiorca, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział bezpośredni, jeżeli spełnia wymagania określone przez OSP, dotyczące warunków technicznych udziału w programie i wielkości wyłączanej/ redukowanej mocy, lub udział pośredni za pośrednictwem URB, o którym mowa w pkt 3. poniżej. 3. URB będący podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe odbiorców funkcja agregatora (bezpośrednio lub za pośrednictwem sprzedawców energii) obsługiwanych odbiorców uczestniczących w programie w sposób pośredni: URD typu odbiorca i ewentualnie obsługiwanych odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, którzy nie prowadzą samodzielnie działalności na rynku bilansującym. Agregowani przez URB odbiorcy są reprezentowani w JG O tego URB. Aktywacja programu dokonywana jest przez OSP z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem, przy czym: 1. W dobie n-1, OSP, w przypadku stwierdzenia, w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy dla doby n, informuje uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n. Uczestnicy programu są informowani przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem systemu komunikacji ustalonego w programie 3. OSP podaje prognozowany okres, w którym program będzie aktywowany, określając jego godzinę początkową i końcową oraz prognozowaną wymaganą wielkość redukcji obciążenia w każdej godzinie okresu aktywacji programu. Dodatkowo, informacja o możliwości aktywacji programu może zawierać wymaganą wielkość redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach KSE. 2. OSP aktywuje program za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, podając godzinę jego aktywacji i zakończenia oraz wymaganą wielkość redukcji obciążenia (ewentualnie wymaganą wielkość redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach KSE) w każdej godzinie okresu aktywacji programu. Informacja o aktywacji programu musi być przekazana jego uczestnikom z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem. Uczestnik programu w odpowiedzi na informację o możliwości aktywacji programu dokonuje oceny swoich zasobów w ramach odpowiedzi strony popytowej i określa wielkość możliwej redukcji swojego obciążenia w wymaganym okresie, przekazując do OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, wielkość tej redukcji w poszczególnych godzinach aktywacji programu. Deklaracja uczestnika programu dotycząca wielkości 3 Np. wiadomość do uczestników pod wskazane adresy poczty elektronicznej lub za pomocą automatycznego połączenia telefonicznego na podany numer kontaktowy (rozwiązanie stosowane przez operatora NYISO w jego programie ). Strona 10 z 98

11 możliwej redukcji powinna zostać przekazana do OSP w ciągu 2 godzin od ogłoszenia informacji o możliwości aktywacji programu. Po zebraniu deklaracji uczestników programu dotyczących redukcji obciążenia OSP akceptuje (lub odrzuca) ofertę uczestnika programu dotyczącą redukcji obciążenia, wysyłając do uczestnika programu odpowiedni komunikat za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, zawierający informację o wymaganej przez OSP redukcji w poszczególnych godzinach. Zadeklarowana przez uczestnika programu i zaakceptowana przez OSP redukcja powinna zostać zrealizowana po aktywacji programu, na polecenie OSP. Polecenie redukcji obciążenia jest przekazywane uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej). W przypadku URD typu odbiorca w gospodarstwie domowym lub mały odbiorca redukcja obciążenia powinna polegać na automatycznym wyłączeniu urządzeń odbiorcy za pośrednictwem inteligentnego licznika energii elektrycznej. Zakończenie realizacji programu następuje po ogłoszeniu przez OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, przy czym zakończenie programu może nastąpić wcześniej niż to było planowane w momencie jego aktywacji. W przypadku wcześniejszego, niż to było planowane, zakończenia programu muszą także zostać przekazane odpowiednie komunikaty uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej) dotyczące odwołania wcześniejszych poleceń redukcji obciążenia. W dobie n+1 dokonywana jest weryfikacja wykonanej redukcji obciążenia przez każdego uczestnika programu, który otrzymał polecenie wykonania tej redukcji. Rozliczeniu podlega wielkość zrealizowanej redukcji, określana dla każdej godziny doby, w której był aktywowany program. Wielkość zrealizowanej redukcji jest wyznaczana dla danego uczestnika programu według następujących zasad: W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na odłączeniu od sieci określonych urządzeń uczestnika programu (stwierdzonego na podstawie stanu wyłącznika w tej godzinie) wielkość zrealizowanej redukcji w pierwszej godzinie i w godzinach następnych objętych okresem aktywacji programu (w których wyłącznik był otwarty) jest równa ilości pobieranej energii przez to urządzenie w godzinie poprzedzającej wyłączenie. W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na obniżeniu pobieranej ilości energii przez uczestnika programu (bez wyłączania urządzeń) wielkość zrealizowanej redukcji w danej godzinie okresu aktywacji programu jest wyznaczana jako różnica pomiędzy średnim obciążeniem danego uczestnika programu (profilem danego uczestnika programu wyznaczonym dla różnych typowych dni roku i zapisanym w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie) i obciążeniem zmierzonym w tej godzinie. Strona 11 z 98

12 Godzinowa cena za redukcję obciążenia jest równa większej z dwóch wartości: ceny CRO jaka została wyznaczona na RB dla tej godziny doby i ceny minimalnej określonej w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie. Okresem rozliczeniowym usługi jest miesiąc kalendarzowy, a rozliczenie odbywa się na podstawie raportu opracowanego przez OSP i uzgodnionego z uczestnikiem programu. Raport zawiera rozliczenie ilościowe usługi i należność za usługę w okresie rozliczeniowym Taryfy z wyłączeniem () Program polega na zmniejszeniu obciążenia przez uczestnika programu (albo na wprowadzeniu przerwy w dostawie energii elektrycznej) w godzinach charakteryzujących się wysokimi cenami energii elektrycznej w warunkach krajowych wartości prognozowanej ceny rozliczeniowej odchylenia (CRO) wyznaczanej na rynku bilansującym w zamian za wynagrodzenie przysługujące według stawek ustalonych w programie. Przystąpienie do programu jest dobrowolne. Uczestnik programu bierze w nim udział na podstawie umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranej z OSP, która określa progowe wartości cen energii elektrycznej, przy których odbiorca zobowiązuje się dokonać redukcji swojego obciążenia. Umowa może określać także maksymalną wielkość wyłączanej/ redukowanej mocy, maksymalną liczbę wyłączeń/ redukcji w określonym okresie oraz maksymalny czas trwania tych wyłączeń/ redukcji. Uczestnikami programu mogą być: 1. URB typu odbiorca końcowy (URB OK ) lub odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział bezpośredni. 2. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) typu odbiorca, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział pośredni za pośrednictwem URB, o którym mowa w pkt 3. poniżej. 3. URB będący podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe odbiorców funkcja agregatora (bezpośrednio lub za pośrednictwem sprzedawców energii) obsługiwanych odbiorców uczestniczących w programie w sposób pośredni: URD typu odbiorca i ewentualnie obsługiwanych odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, którzy nie prowadzą samodzielnie działalności na rynku bilansującym. Agregowani przez URB odbiorcy są reprezentowani w JG O tego URB. Aktywacja programu dokonywana jest przez OSP z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem, przy czym: 1. W dobie n-1, OSP, w przypadku stwierdzenia, w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy dla doby n, informuje uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n. Strona 12 z 98

13 Uczestnicy programu są informowani przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. OSP podaje prognozowany okres, w którym program będzie aktywowany, określając jego godzinę początkową i końcową. 2. OSP aktywuje program za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, podając godzinę jego aktywacji i zakończenia z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem oraz prognozowaną wysokość ceny CRO w każdej godzinie okresu aktywacji programu. Uczestnik programu w odpowiedzi na aktywację programu przez OSP powinien zrealizować określoną w umowie redukcję obciążenia we wszystkich godzinach objętych okresem aktywacji programu, w których wysokość prognozowanej ceny CRO jest wyższa od progowej ceny energii elektrycznej określonej w umowie o świadczenie usługi redukcji obciążenia. Program nie wymaga przekazywania poleceń OSP dotyczących realizacji określonej redukcji przez uczestnika programu. W tym programie uczestnik programu otrzymuje informację o prognozowanych wartościach cen CRO, na podstawie której powinien dokonać redukcji obciążenia. Jednak w celu uzyskania pewności, że określona redukcja zostanie zrealizowana i zwolnienia uczestnika programu z obowiązku porównywania cen, proponuje się, żeby OSP przekazywał polecenia dotyczące wymaganej redukcji również w tym programie. Polecenie redukcji obciążenia jest przekazywane uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej). W przypadku URD typu odbiorca w gospodarstwie domowym lub mały odbiorca redukcja obciążenia powinna polegać na automatycznym wyłączeniu urządzeń odbiorcy za pośrednictwem inteligentnego licznika energii elektrycznej. Zakończenie realizacji programu następuje po ogłoszeniu przez OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, przy czym zakończenie programu może nastąpić wcześniej niż to było planowane w momencie jego aktywacji. W przypadku wcześniejszego, niż to było planowane, zakończenia programu muszą także zostać przekazane odpowiednie komunikaty uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej) dotyczące odwołania wcześniejszych poleceń redukcji obciążenia. W dobie n+1 dokonywana jest weryfikacja wykonanej redukcji obciążenia przez każdego uczestnika programu, który otrzymał polecenie wykonania tej redukcji. Rozliczeniu podlega wielkość zrealizowanej redukcji, określana dla każdej godziny doby, w której był aktywowany program. Wielkość zrealizowanej redukcji jest wyznaczana dla danego uczestnika programu według następujących zasad: W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na odłączeniu od sieci określonych urządzeń uczestnika programu (stwierdzonego na podstawie stanu wyłącznika w tej Strona 13 z 98

14 godzinie) wielkość zrealizowanej redukcji w pierwszej godzinie i w godzinach następnych objętych okresem aktywacji programu (w których wyłącznik był otwarty) jest równa ilości pobieranej energii przez to urządzenie w godzinie poprzedzającej wyłączenie. W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na obniżeniu pobieranej ilości energii przez uczestnika programu (bez wyłączania urządzeń) wielkość zrealizowanej redukcji w danej godzinie okresu aktywacji programu jest wyznaczana jako różnica pomiędzy średnim obciążeniem danego uczestnika programu (profilem danego uczestnika programu wyznaczonym dla różnych typowych dni roku i zapisanym w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie) i obciążeniem zmierzonym w tej godzinie. Godzinowa cena za redukcję obciążenia jest równa większej z dwóch wartości: ceny CRO jaka została wyznaczona na RB dla tej godziny doby i progowej wartość ceny rozliczeniowej odchylenia, przy której uczestnik programu zobowiązuje się dokonać redukcji swojego obciążenia, określonej w umowie o świadczenie usługi redukcji obciążenia. Okresem rozliczeniowym usługi jest miesiąc kalendarzowy, a rozliczenie odbywa się na podstawie raportu opracowanego przez OSP i uzgodnionego z uczestnikiem programu. Raport zawiera rozliczenie ilościowe usługi i należność za usługę w okresie rozliczeniowym Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC) Program polega na zdalnym wyłączeniu urządzeń odbiorcy. Decyzja o wyłączeniu odbioru wynika z zaistnienia warunków zagrażających niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego, a czas pomiędzy przekazaniem polecenia dotyczącego wyłączenia urządzeń odbiorcy a ich wyłączeniem jest bardzo krótki z reguły nie dłuższy niż 15 minut. Odbiorcy uczestniczący w programie bezpośredniego sterowania odbiorem w zamian za ograniczenie poboru energii elektrycznej otrzymują wynagrodzenie przysługujące według stawek ustalonych w programie. Przystąpienie do programu jest dobrowolne. Uczestnik programu bierze w nim udział na podstawie umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranej z OSP, która określa maksymalną wielkość wyłączanej mocy, maksymalną liczbę wyłączeń w określonym okresie oraz maksymalny czas trwania tych wyłączeń. Uczestnikami programu DLC mogą być następujące podmioty, które spełniają wymagania określone przez OSP, dotyczące warunków technicznych udziału w programie i wielkości wyłączanej mocy: 1. URB typu odbiorca końcowy (URB OK ), dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone w sposób automatyczny, na polecenie OSP udział bezpośredni. 2. Odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział bezpośredni. Strona 14 z 98

15 3. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) typu odbiorca, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone w sposób automatyczny, na polecenie OSP udział bezpośredni. Aktywacja programu DLC dokonywana jest przez OSP z co najmniej 1-godzinnym wyprzedzeniem, przy czym: 1. W dobie n-1, OSP, w przypadku stwierdzenia, w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy dla doby n, informuje uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n. Uczestnicy programu są informowani przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. OSP podaje prognozowany okres, w którym program będzie aktywowany, określając jego godzinę początkową i końcową. Dodatkowo, informacja o możliwości aktywacji programu może zawierać wymaganą wielkość redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach KSE. 2. OSP aktywuje program za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, podając godzinę jego aktywacji i zakończenia z co najmniej 1-godzinnym wyprzedzeniem. Wyłączenie odbiorów następuje na polecenie OSP, z uwzględnieniem warunków określonych w umowie. Polecenie redukcji obciążenia jest przekazywane uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej). Zakończenie realizacji programu DLC następuje po ogłoszeniu przez OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, przy czym zakończenie programu DLC może nastąpić wcześniej niż to było planowane w momencie jego aktywacji. W przypadku wcześniejszego, niż to było planowane, zakończenia programu DLC muszą także zostać przekazane odpowiednie komunikaty uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej) dotyczące odwołania wcześniejszych poleceń redukcji obciążenia. W dobie n+1 dokonywana jest weryfikacja wykonanej redukcji obciążenia przez każdego uczestnika programu, który otrzymał polecenie wykonania tej redukcji. Rozliczeniu podlega wielkość zrealizowanej redukcji, określana dla każdej godziny doby, w której był aktywowany program. Wielkość zrealizowanej redukcji w pierwszej godzinie i w godzinach następnych objętych okresem aktywacji programu jest wyznaczana na podstawie stanów wyłączników urządzeń odłączonych od sieci w wyniku udziału w programie i jest równa ilości pobieranej energii przez wyłączone urządzenia w godzinie poprzedzającej wyłączenie. Godzinowa cena za redukcję obciążenia jest równa większej z dwóch wartości: ceny CRO jaka została wyznaczona na RB dla tej godziny doby i ceny minimalnej określonej w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie DLC. Okresem rozliczeniowym usługi jest miesiąc kalendarzowy, a rozliczenie odbywa się na podstawie raportu opracowanego przez Strona 15 z 98

16 OSP i uzgodnionego z uczestnikiem programu. Raport zawiera rozliczenie ilościowe usługi i należność za usługę w okresie rozliczeniowym Programy sprzedawców energii elektrycznej (taryfowe programy DSR) W koncepcji wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zarekomendowano dwa programy DSR, których właścicielem będą sprzedawcy energii elektrycznej. Programy te należą do grupy tzw. programów taryfowych i są ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużycia energii elektrycznej przez odbiorców końcowych, prowadzącej do dobowego wyrównania krzywej zużycia energii elektrycznej. Najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty i świadomość odbiorców, a najskuteczniejszym narzędziem do osiągnięcia tego typu celów są programy DSR oparte na taryfach wielostrefowych Taryfy wielostrefowe (TOU) W taryfie wielostrefowej (TOU), cena za energię elektryczną zmienia się w cyklu dobowym, tygodniowym (dni robocze/weekendy), oraz sezonowo (lato/zima). Stawki są z zasady ustalane dla dłuższych okresów. Taryfa wielostrefowa dostarcza odbiorcom bodźców do ograniczenia zużycia energii w szczytach obciążenia (wtedy ceny energii elektrycznej są najwyższe) i korzystania z energii w okresach niskich cen (w dolinach obciążenia). Oddziaływanie taryfy TOU na odbiorców jest tym większe, im większa jest rozpiętość pomiędzy stawkami dla różnych stref czasowych i gdy istnieje możliwość programowania czasu pracy urządzeń elektrycznych Uczestnicy programu taryfy wielostrefowe Program taryf strefowych jest programem oferowanym przez sprzedawców energii elektrycznej i kierowanym do następujących użytkowników systemu: URD typu odbiorca w różnych grupach taryfowych, którzy nie uczestniczą samodzielnie w hurtowym rynku energii elektrycznej. Odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej (użytkownik systemu typu odbiorca końcowy (URB OK )), który nie uczestniczy samodzielnie w rynku bilansującym Wymagania wobec odbiorców uczestniczących w programie taryfy wielostrefowe Wymagania formalne Uczestnik programu uczestniczy w programie na podstawie umowy sprzedaży energii zawieranej ze sprzedawcą. Umowa sprzedaży energii powinna określać ceny energii elektrycznej w strefach stosowanych w danym programie DSR. Ceny energii elektrycznej powinny być skalkulowane zgodnie z obowiązującymi przepisami obecne rozporządzenie Strona 16 z 98

17 Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną umożliwia różnicowanie cen energii elektrycznej dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe, przy czym taryfa danego sprzedawcy może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe. Wymagania techniczne w tym wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) Program TOU jest programem DSR ukierunkowanym na obniżenie pobieranej mocy szczytowej przez odbiorców w wyniku sygnału cenowego. Dlatego wymagane jest przekazywanie uczestnikom programu (odbiorcom) przez właściciela programu (sprzedawcę) informacji o wysokości cen energii w poszczególnych strefach stosowanych w programie. Ww. informacje powinny być udostępniane odbiorcom uczestniczącym w programie TOU za pośrednictwem urządzeń pomiarowych z rodziny systemów smart metering. Ponadto urządzenia pomiarowe odbiorcy powinny umożliwiać: 1. Rejestrację danych o pobieranej ilości energii elektrycznej w okresach integracji z podziałem na strefy i sezony odpowiadających taryfom energii elektrycznej. 2. Wyświetlanie informacji o pobieranych ilościach energii elektrycznej i jej kosztach w poszczególnych okresach (strefach) stosowanych w programie. 3. Współpracę z systemami automatycznej rejestracji danych 4 (pobieranej przez odbiorców energii elektrycznej) lub same posiadać taką funkcjonalność (dotyczy to liczników instalowanych np. u odbiorców w gospodarstwach domowych). 4. Rejestracja danych powinna być możliwa: W okresach integracji od 15 do 60 minut. W sposób zapewniający automatyczną weryfikację jakości danych pomiarowych. 5. Urządzenia automatycznej rejestracji danych lub urządzenia pomiarowe, które umożliwiają rejestrację danych, powinny: Zapewniać przechowywanie danych pomiarowych przez okres nie krótszy niż 45 dni, przy okresie integracji 60 minut. Zapewniać automatyczne odczyty danych pomiarowych w okresach integracji w jakich te dane były rejestrowane. Umożliwiać półautomatyczny odczyt danych w przypadku awarii łączy transmisyjnych. 4 Zestaw urządzeń realizujący funkcję automatycznego odczytu i zapisu wielkości mierzonych przez układy pomiarowe wyposażony w porty komunikacyjne do zdalnej transmisji danych definicja według IRiESP Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci. Strona 17 z 98

18 Realizacja programu Program należy do grupy programów pasywnych i wymaga od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu (lub jego przesunięcie w czasie) na podstawie na podstawie przekazywanych mu przez właściciela programu informacji o wysokości cen energii elektrycznej w poszczególnych strefach obowiązujących w danym programie DSR Rozliczanie usługi DSR W ramach programu TOU rozliczane są rzeczywiste ilości odebranej energii przez danego uczestnika programu, wyznaczone zgodnie z obowiązującymi zasadami rozliczeń energii elektrycznej. Do rozliczeń stosowane są ceny energii elektrycznej w strefach występujących w danym programie TOU. Dane pomiarowo-rozliczeniowe, służące do rozliczeń pomiędzy sprzedawcą a odbiorcą (uczestnikiem programu) będą pozyskiwane przez sprzedawcę od NOP, zgodnie zasadami określonymi w pkt niniejszego opracowania Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) Programy CPP są stosowane w celu ściślejszego powiązania cen energii elektrycznej w taryfie wielostrefowej z bieżącymi warunkami pracy systemu elektroenergetycznego. W tym celu sprzedawca wprowadza do swojej taryfy typu TOU jedną lub dwie dodatkowe, bardzo wysokie ceny energii elektrycznej obowiązujące w szczytach obciążenia systemu. Są to okresy, w których ceny na hurtowym rynku energii elektrycznej są najwyższe. Odbiorcy są informowani z wyprzedzeniem ustalonym w umowie sprzedaży energii 5, że ceny te będą stosowane Uczestnicy programu taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) Program taryf z krytyczną stawką cenową jest programem oferowanym przez sprzedawców energii elektrycznej i kierowanym do następujących użytkowników systemu: URD typu odbiorca w różnych grupach taryfowych, którzy nie uczestniczą samodzielnie w hurtowym rynku energii elektrycznej. Odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej (użytkownik systemu typu odbiorca końcowy (URB OK )), który nie uczestniczy samodzielnie w rynku bilansującym. 5 Zgodnie z przeglądem mechanizmów DSR, zrealizowanym w ramach etapu I niniejszego zadania mogą być stosowane wyprzedzenia czasowe od 1 godziny do 1 doby. Strona 18 z 98

19 Wymagania wobec odbiorców uczestniczących w programie Wymagania formalne Uczestnik programu uczestniczy w programie na podstawie umowy sprzedaży energii zawieranej ze sprzedawcą. Umowa sprzedaży energii powinna określać ceny energii elektrycznej w strefach stosowanych w danym programie DSR. Taryfa sprzedawcy powinna dodatkowo wprowadzać jedną lub dwie, bardzo wysokie stawki cen energii elektrycznej dla szczytów obciążenia systemu, a więc okresów, w których ceny na rynku hurtowym energii elektrycznej są najwyższe tzw. (CPP). W innej odmianie tego programu stawki taryfowe mogą być zastępowane cenami z rynku bieżącego (w warunkach krajowych ceną CRO, ustalona na rynku bilansującym). Ceny energii elektrycznej powinny być skalkulowane zgodnie z obowiązującymi przepisami obecne rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną umożliwia różnicowanie cen energii elektrycznej dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe, przy czym taryfa danego sprzedawcy może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe. Wymagania techniczne w tym wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) Program CPP jest programem DSR ukierunkowanym na obniżenie pobieranej mocy szczytowej przez odbiorców w wyniku sygnału cenowego. Dlatego wymagane jest przekazywanie uczestnikom programu (odbiorcom) przez właściciela programu (sprzedawcę) informacji o: 1. Wysokości cen energii w poszczególnych strefach stosowanych w programie. 2. Wysokości cen progowych określonych w umowie sprzedaży energii i okresach ich obowiązywania informacja powinna być wyświetlana z odpowiednim wyprzedzeniem czasowym, określonych w umowie sprzedaży energii. Ww. informacje powinny być udostępniane odbiorcom uczestniczącym w programie CPP za pośrednictwem urządzeń pomiarowych z rodziny systemów smart metering. Ponadto urządzenia pomiarowe odbiorcy powinny umożliwiać: 1. Rejestrację danych o pobieranej ilości energii elektrycznej w okresach integracji z podziałem na strefy i sezony odpowiadających taryfom energii elektrycznej. 2. Wyświetlanie informacji o pobieranych ilościach energii elektrycznej i jej kosztach w poszczególnych okresach (strefach) stosowanych w programie. 3. Współpracę z systemami automatycznej rejestracji danych (pobieranej przez odbiorców energii elektrycznej) lub same posiadać taką funkcjonalność (dotyczy to liczników instalowanych np. u odbiorców w gospodarstwach domowych). 4. Rejestracja danych powinna być możliwa: Strona 19 z 98

20 W okresach integracji od 15 do 60 minut. W sposób zapewniający automatyczną weryfikację jakości danych pomiarowych. 5. Urządzenia automatycznej rejestracji danych lub urządzenia pomiarowe, które umożliwiają rejestrację danych, powinny: Zapewniać przechowywanie danych pomiarowych przez okres nie krótszy niż 45 dni, przy okresie integracji 60 minut. Zapewniać automatyczne odczyty danych pomiarowych w okresach integracji w jakich te dane były rejestrowane. Umożliwiać półautomatyczny odczyt danych w przypadku awarii łączy transmisyjnych Realizacja programu Program należy do grupy programów pasywnych i wymaga od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu (lub jego przesunięcie w czasie) na podstawie przekazywanych mu przez właściciela programu informacji o: Wysokości cen energii elektrycznej w poszczególnych strefach obowiązujących w danym programie DSR. Stosowaniu dodatkowych, szczytowych (CPP) cen energii elektrycznej Rozliczanie usługi DSR W ramach programu CPP rozliczane są rzeczywiste ilości odebranej energii przez danego uczestnika programu, wyznaczone zgodnie z obowiązującymi zasadami rozliczeń energii elektrycznej. Do rozliczeń stosowane są ceny energii elektrycznej w strefach występujących w danym programie CPP oraz ceny energii obowiązujące w szczytach obciążenia systemu elektroenergetycznego, określone w umowie sprzedaży energii. Dane pomiarowo-rozliczeniowe, służące do rozliczeń pomiędzy sprzedawcą a odbiorcą (uczestnikiem programu) będą pozyskiwane przez sprzedawcę od NOP, zgodnie zasadami określonymi w pkt niniejszego opracowania Wsparcie taryfowych programów DSR przez operatorów sieciowych Wdrożenie proponowanych taryfowych programów DSR sprzedawców energii elektrycznej powinno być wspierane przez operatorów systemów (OSP i OSD) poprzez odpowiednią konstrukcję taryf usług przesyłowych i dystrybucyjnych. Oznacza to, że taryfy przesyłowe i dystrybucyjne również powinny być zróżnicowane w poszczególnych godzinach doby i dopasowane do dobowej i sezonowej zmienności zapotrzebowania na energię elektryczną oraz cen energii i kosztów jej dostarczenia w poszczególnych godzinach doby. Strona 20 z 98

21 Tego typu działanie wspomagające wdrożenie mechanizmów DSR jest przewidziane w Programie działań wykonawczych na lata (Załącznik 3. do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku) jako element Działania 1.9. Zgodnie z obowiązującym rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną różnicowaniu w poszczególnych godzinach doby mogą podlegać następujące stawki opłat przesyłowych i dystrybucyjnych: Składnik zmienny stawki sieciowej opłaty przesyłowej lub dystrybucyjnej, w którym uwzględnia się między innymi koszty zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia strat występujących w danej sieci. Stawki jakościowe, przy kalkulacji których uwzględnia się koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, obejmujące koszty zakupu niezbędnych rezerw mocy i usług systemowych oraz niezbędnych ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw tej energii. Tego typu zróżnicowanie stawek opłat przesyłowych i dystrybucyjnych będzie stanowić dla sprzedawców energii elektrycznej dodatkowy bodziec do konstruowania taryf energii elektrycznej zawierających zróżnicowane ceny energii Podmioty uczestniczące w proponowanych programach DSR i ich funkcje Wdrożenie mechanizmów DSR w warunkach krajowego rynku energii elektrycznej będzie związane z przetwarzaniem dodatkowych, w stosunku do obecnych, danych pomiarowych dotyczących zrealizowanej redukcji obciążenia i przekazywania tych danych zainteresowanym stronom właścicielom i uczestnikom programów DSR w celu dokonania odpowiednich rozliczeń. Konieczne będzie również udostępnianie historycznych danych pomiarowych dotyczących pobranej energii elektrycznej przez poszczególnych odbiorców/ grupy odbiorców, w celu przygotowania przez sprzedawców kompleksowych i konkurencyjnych ofert dla odbiorców energii elektrycznej oraz umożliwienia rozliczeń. Koncepcja modelu rynku opomiarowania zakłada, że zostanie utworzony nowy podmiot Niezależny Operator Pomiarów (NOP), który będzie realizował funkcje centrum wymiany danych pomiędzy podmiotami rynku energii elektrycznej w zakresie pomiarów. W szczególności NOP będzie odpowiedzialny za 6 : a) Prowadzenie regulowanej działalności gospodarczej skoncentrowanej wokół pozyskiwania i przetwarzania danych pomiarowych (wszystkich grup taryfowych: A, B, C1, C2, G oraz danych ze stacji SN/nN i rozdzielczych niskiego napięcia) 6 Na podstawie opracowania pt. Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych, wykonanego na zlecenie PSE Operator S.A. przez HP Polska Sp. z o. o. Strona 21 z 98