Ewolucja modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych wynikająca z rozwoju gospodarki niskoemisyjnej

Transkrypt

1 Ewolucja modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych wynikająca z rozwoju gospodarki niskoemisyjnej Autor: Tomasz LUBICKI - ENERGA Innowacje Sp. z o.o. Wstęp Budowa niskoemisyjnej gospodarki Unii Europejskiej została zaplanowana w perspektywie 2050 roku ze względu na potrzebę realizacji ambitnych celów w zakresie [7]: 1. zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w końcowym zużyciu energii elektrycznej do poziomu około 75 %, 2. poprawy efektywności energetycznej - zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną o około 41 %, 3. zmniejszeniu emisji dwutlenku węgla do poziomu %. W Polsce opracowano w 2011 roku założenia do Narodowego Programu Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej [12], w którym przedstawiono następujące cele: rozwój niskoemisyjnych źródeł energii; poprawę efektywności energetycznej; poprawę efektywności gospodarowania surowcami i materiałami; rozwój i wykorzystanie technologii niskoemisyjnych; zapobieganie powstawania oraz poprawa efektywności gospodarowania odpadami; promocja nowych wzorców konsumpcji. Przyjęcie takich celów oznacza w perspektywie najbliższych kilku lat potrzebę dokonania w Unii Europejskiej właściwego wyboru technologii wytwarzania energii elektrycznej umożliwiających obniżenie emisyjności do zaplanowanego poziomu. Poza tym technologia ta powinna w maksymalnym stopniu pozwalać na sterowanie pracą bloków do zmieniających się warunków w systemie elektroenergetycznym związanych z nadpodażą lub niedoborem energii elektrycznej. Jest to jeden z kluczowych czynników ewolucji modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych, bowiem coraz częściej mówi się o potrzebie wdrożenia rynku dwutowarowego obejmującego rynek mocy i rynek energii elektrycznej. Z kolei poprawa efektywności energetycznej uzależniona będzie z jednej strony od integracji źródeł systemowych z odnawialnymi źródłami energii elektrycznej oraz stroną popytową w zakresie reakcji odbiorców umożliwiającą redukcję zapotrzebowania na energię na polecenie operatorów systemu lub innych operatorów rynku (agregatorów). Z drugiej zaś od tempa wdrażania inteligentnego opomiarowania oraz rozwoju i integracji z infrastrukturą sieci domowej odbiorcy końcowego umożliwiającej zarządzanie ich zużyciem energii elektrycznej oraz produkcji z własnych źródeł. Współudział odbiorców w zarządzaniu lokalnym bilansem energii stanowić będzie drugi z kluczowych czynników ewolucji modelu biznesu. Trzeci z celów niesie za sobą potrzebę znacznych zmiany w zakresie bilansowania technicznego i handlowego na rynku energii, w związku z planowanym znaczącym udziałem źródeł odnawialnych w bilansie energetycznym. Ich nieprzewidywalna praca oraz potrzeba integracji z siecią dystrybucyjną stwarza potrzebę poszukiwania nowych rozwiązań prawno-organizacyjnych w modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych umożliwiających wykorzystanie technologii wytwarzania, magazynowania i dystrybucji energii elektrycznej oraz jej sprzedaży energii w ramach tzw. sieci inteligentnej.

2 Wymienione powyżej trzy główne czynniki mające wpływ na ewolucję modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych zostały opisane poniżej począwszy od charakterystyki obecnego modelu rynku energii elektrycznej w Polsce na tle Unii Europejskiej. Następnie opisano jakie konsekwencje dla modelu biznesu przyniesie budowa niskoemisyjnej gospodarki. Charakterystyka stanu obecnego funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Polsce na tle Unii Europejskiej Szczytowe zapotrzebowanie na energię elektryczną w ostatniej dekadzie, zgodnie ze Sprawozdaniem Ministra Gospodarki z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej wzrosło w okresie zimowym o około 11 % [10]. Z kolei maksymalne zapotrzebowanie w okresie letnim wzrosło blisko o 25 %. Oznacza to spłaszczenie rocznej krzywej zapotrzebowania na energię elektryczną (rys. 1) oraz znaczny wzrost szczytowego zapotrzebowania w okresie letnim i zimowym [14]. Z perspektywy bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego może to powodować wystąpienia okresowych deficytów rezerw mocy w tym okresie. Dla elektrowni konwencjonalnych oznacza to również, znaczne utrudnienia w zakresie koordynacji remontów ze względu na niedobór mocy w systemie oraz ograniczeniami wody służącej do chłodzenia w elektrowni w okresie lecie. Rys. 1. Roczna krzywa zapotrzebowania na moc w 2009 i 2012 roku w podziale na poszczególne miesiące Źródło: opracowanie własne na podstawie [miesięczne raporty z funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego: Zaobserwowany brak istotnych przyrostów mocy wytwórczych o wysokich wskaźnikach dyspozycyjności powoduje, że w najbliższych kilku latach moc dyspozycyjna w krajowym systemie elektroenergetycznym ulegnie zmniejszeniu. Poziom tego zmniejszenia jest pochodną wycofania się inwestorów z dotychczasowych planów inwestycyjnych (tablica nr 1), dalszego planowanego rozwoju źródeł odnawialnych do roku 2050 oraz wycofywania starych jednostek wytwórczych w okresie do roku Znaczące odstawienia bloków planowane są do końca 2020 roku. Problem ten dotyczy zarówno rynku w Polsce jak i Unii Europejskiej, gdzie przy braku impulsów cenowych pochodzących z rynku i wypieraniu jednostek wytwórczych systemowych źródłami odnawialnymi

3 pracującymi w podstawie doprowadziło do znaczących redukcji planów inwestycyjnych oraz do zamykania trwale nierentownych elektrowni gazowych. Tablica nr 1 Plany inwestycyjne Grup Energetycznych w latach Lp. Wyszczególnienie 2008 rok 2013 rok Grupa Jednostka Paliwo Moc [MW] Moc [MW] Paliwo 1 PGE Opole Węgiel kamienny PGE Lublin Węgiel kamienny PGE Dolna Odra Węgiel kamienny PGE Turów Węgiel brunatny Węgiel brunatny 4 PGE Pomorzany (EC) Gaz ziemny Gaz ziemny 5 PGE Bydgoszcz (EC) Gaz ziemny Gaz ziemny 6 PGE Gorzów (EC) Gaz ziemny 7 PGE Lublin Wrotków Gaz ziemny 8 PGE+PUŁAWY Puławy Gaz ziemny 9 TAURON Jaworzno Węgiel kamienny Węgiel kamienny 10 TAURON Łagisza Węgiel kamienny TAURON+PGNiG Łagisza Gaz ziemny 12 TAURON Siersza Węgiel kamienny Węgiel kamienny 13 TAURON Łaziska Węgiel kamienny Węgiel kamienny 14 TAURON Jaworzno Biomasa 15 TAURON Pozostałe Węgiel kamienny TAURON Bielsko Biała (EC) Węgiel kamienny 17 TAURON Katowice (EC) gaz ziemny + biomasa 18 TAURON Tychy (EC) Biomasa 19 TAURON+KGHM Blachownia Gaz ziemny 20 TAURON+PGNiG Stalowa Wola Gaz ziemny Gaz ziemny 21 Vattenfall EC Siekierki Węgiel kamienny Vattenfall Opalenie Węgiel kamienny Vattenfall Puławy Gaz ziemny ENEA Kozienice Węgiel kamienny Węgiel kamienny 25 ENERGA Ostrołęka Węgiel kamienny ENERGA Grudziądz Gaz ziemny Gaz ziemny 27 GdF Suez Połaniec (EC) Biomasa 28 ORLEN Włocławek Gaz ziemny 29 Kulczyk Rajkowy Węgiel kamienny 30 PAK Adamów Gaz ziemny 31 PAK Konin Gaz ziemny 32 RWE Wola na Śląsku Węgiel kamienny CEZ Skawina Gaz ziemny PGNiG Warszawa-Żerań (EC) Gaz ziemny 35 EDF Rybnik Węgiel kamienny Suma planowanych mocy Różnica pomiędzy 2008 r. a 2013 r Źródło: Opracowanie własne Poza tym znaczący udział produkcji energii elektrycznej w całkowitym bilansie produkcji pociąga za sobą znaczącą fluktuację cen energii elektrycznej na towarowych giełdach energii oraz na rynkach technicznych służących do bilansowania systemu. Europejska Giełda Energii [15] zanotowała wahania cen na poziomie ok. 320 Euro/MWh (rys. 2) pomiędzy maksymalną ceną wynoszącą 119 Euro/MWh a ceną minimalną ok Euro/MWh. Ujemne ceny w Europie oznaczają, że wytwórcy dopłacają do ich odbioru. W Polsce nie jest to możliwe ze względu na mechanizm zawarty

4 w rynku bilansującym, gdzie minimalna cena w ofertach bilansujących wynosi 70 zł/mwh [3]. Z kolei w Polsce zanotowaliśmy znaczący spadek cen energii elektrycznej (poniżej 130 zł/mwh), do poziomu niezapewniającego pokrycie kosztów zmiennych wytworzenia w elektrowniach opalanych węglem kamiennym wynikający z jednej strony obniżenia zapotrzebowania w 2012 roku, z drugiej znacznego udziału źródeł odnawialnych oraz pracą nowego bloku o mocy 800 MW opalanego węglem brunatnym, które to wyznaczyły niski koszt krańcowy produkcji energii elektrycznej w systemie wypierając stare jednostki o wysokich kosztach. Sytuacja ta doprowadziła do potrzeby rozpoczęcia rozmów w zakresie mechanizmów rynkowych umożliwiających utrzymywanie w gotowości do pracy jednostek wytwórczych systemowych pozwalających na pracę w okresie niedoboru energii produkowanej ze źródeł odnawialnych. [ /MWh] 119, , Dzienne max [ /MWh] Dzienna śr. [ /MWh] -200,07 Dzienne min [ /MWh] Rys. 2. Ceny energii elektrycznej w Unii Europejskiej Źródło: Notowania cen energii na giełdzie European Energy Exchange %20Spot%20Hourly%20Auc tion/spot-hours-table/ /eu#) Integracja systemowych jednostek wytwórczych z źródłami odnawialnymi i ich wpływ na model biznesu przedsiębiorstw energetycznych Z przedstawionych przez Ministerstwo Gospodarki prognoz mocy dyspozycyjnej w szczycie zapotrzebowania oraz szczytowego zapotrzebowania na moc zimą i latem (tablica nr 2) uświadomiła, że w okresie pomiędzy latami możemy mieć do czynienia z niedoborem mocy. Ten niedobór mocy może być znacznie większy przy niezrealizowaniu kilku kluczowych inwestycji w źródła systemowe, których rokiem rozpoczęcia pracy jest 2015 (860 MW) oraz 2017 (2 670 MW). Niedobór mocy oraz wahania produkcji energii ze źródeł odnawialnych powoduje, że inwestycje realizowane w przyszłości zastosują technologię umożliwiającą elastyczność pracy bloków energetycznych.

5 Tablica nr 2 Prognoza mocy dyspozycyjnej w szczycie zapotrzebowania oraz szczytowego zapotrzebowania na moc zimą i latem [MW] Wyszczególnienie Planowane nowe moce (elektrownie opalane węglem i gazem) Szczytowe zapotrzebowanie na moc w zimie Szczytowe zapotrzebowanie na moc w zimie wraz z rezerwą mocy Moc dyspozycyjna KSE w szczycie zapotrzebowania w zimie Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej w zimie (wariant z inwestycjami) Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej w zimie (wariant bez inwestycji) Szczytowe zapotrzebowanie na moc w lecie Szczytowe zapotrzebowanie na moc w lecie wraz z rezerwą mocy Moc dyspozycyjna KSE w szczycie zapotrzebowania w lecie Nadwyżka/niedobór mocy w lecie (wariant z inwestycjami) Nadwyżka/niedobór mocy w lecie (wariant bez inwestycji) Źródło: opracowanie własne na podstawie Sprawozdanie Ministerstwa Gospodarki z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej za okres od dnia 1 stycznia 2011 do dnia 31 grudnia 2012 Elastyczność pracy bloków energetycznych rozumiana jest jako zdolność do bezpiecznej pracy w planowanych stanach nieustalonych, podczas podejmowania działań sterowania jednostką wytwórczą [2]. Dotyczy to zmian obciążenia bloku, jak również jego odstawienia do rezerwy bądź ponownego uruchomienia. Miarą elastyczności bloków jest dopuszczalny zakres jego obciążenia mocą czynną, dopuszczalna szybkość zmian obciążenia oraz zdolność do szybkich uruchomień i odstawień. W konsekwencji oznacza to dostosowanie bloków do następujących sytuacji ruchowych: 1. trwałej pracy z mocą maksymalną i zdolności do jej szybkiego osiągania w przypadku nagłego pojawienia się deficytu mocy w systemie, 2. trwałej pracy z mocą minimalną, 3. zdolności do codziennych odstawień i szybkich uruchomień podczas dobowej i tygodniowej doliny obciążenia w systemie, 4. zapewnienie odpowiedniej mocy regulacyjnej w ramach regulacji pierwotnej i wtórnej, 5. zdolność szybkiego przyrostu mocy. Do pracy w takich warunkach z pewności nadają się kombinowane bloki gazowo-parowe oraz bloki na parametry nadkrytyczne z kotłami pyłowymi opalanymi węglem brunatnym. Prowadzone są również prace w zakresie zastosowania rozwiązania z zabudową w istniejących blokach węglowych turbiny gazowej, przekazującej ciepło spalin wylotowych do układu regeneracji za pośrednictwem dodatkowych wymienników ciepła spaliny-woda [2]. Wszystkie wspomniane rozwiązania wpisują się w koncepcję niskoemisyjnej gospodarki ze względu na poprawę efektywności procesu wytwarzania energii i związanej z tym emisyjności źródeł. Integracja systemowych jednostek wytwórczych z źródłami odnawialnymi jest możliwa z punktu widzenia technologii. Jednak zastosowanie nowoczesnych technologii lub modyfikacja istniejących wymaga zapewnienia opłacalności nowych inwestycji i opłacalności produkcji energii elektrycznej. Opłacalność tego przedsięwzięcia wymagać będzie przeniesienia kompetencji z obszaru wytwarzania energii elektrycznej do obszaru handlu hurtowego w modelu biznesu przedsiębiorstw energe-

6 tycznych. W warunkach niepewności produkcji oraz zmienności cen na rynkach hurtowych i rynku bilansującym niesie za sobą potrzebę zbudowania jednego centrum kompetencji w modelu biznesu odpowiedzialnego za właściwą wycenę i sprzedaż: 1. regulacyjnych usług systemowych, 2. energii elektrycznej i praw majątkowych oraz pozwoleń do emisji, 3. mocy dyspozycyjnej dla potrzeb bilansowania systemu, 4. usług pracy interwencyjnej dla potrzeb operatora systemu przesyłowego a w przyszłości być może dla potrzeb operatorów systemów dystrybucyjnych, 5. ofert przyrostowych i redukcyjnych na rynku bilansującym, 6. ofert bilansowania handlowego dla potrzeb różnych jednostek wytwórczych i odbiorczych, 7. świadczenia usług zarządzania potencjałem wytwórczym na wybranych blokach będących w posiadaniu innego przedsiębiorstwa energetycznego (rozłożenie ryzyka inwestycji pomiędzy dwoma partnerami, z których jeden jest inwestorem a drugi zarządzającym i odpowiedzialnym za zwrot z inwestycji). Dodatkowo wspomniane centrum zarządzania wytwarzaniem i handlem hurtowym tzw. operator wytwórców powinno zbudować kompetencje w zakresie prognozowania produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych ze względu na konieczność jej wykorzystania do celów właściwego prowadzenia ruchu sieci dystrybucyjnej, prowadzenia ruchu jednostek wytwórczych oraz do celów bilansowania odchyleń pozycji kontraktowej. Dodatkowym elementem kompetencji może być również zakup surowców do produkcji energii (węgiel, gaz, inne). Niektóre europejskie firmy energetyczne zdecydowały się na wyłonienie w strukturach swoich przedsiębiorstw operatorów odpowiedzialnych za sprzedaż produktów i usług przedsiębiorstwa energetycznego (portfolio management). Odbyło się to w poprzedniej dekadzie i dotyczyło między innymi RWE, GDF SUEZ oraz EON. Potrzeba wydzielenia tych kompetencji w poprzedniej dekadzie podyktowana była głównie rozchylonymi cenami na rynku hurtowym i bilansującym a obecnie dobrze wpisuje się w nowe wyzwania wynikające z rozwoju źródeł odnawialnych, o których mowa była wcześniej. Przy tworzeniu operatora wytwórców większość z poddanych przedsiębiorstw musiała uregulować między innymi następujące procesy wytwarzania: 1. planowanie mocy produkcyjnych i wielkości produkcji, 2. planowanie remontów, 3. planowanie kosztów zmiennych produkcji, 4. uzyskiwanie świadectw pochodzenia przy współspalaniu, 5. handel emisjami CO 2, 6. opracowanie taryfy na ciepło w przypadku kogeneracji, 7. planowanie sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym i zawieranie na nim kontraktów, 8. zgłaszanie umów sprzedaży / zakupu na rynku hurtowym, 9. zgłaszanie ofert bilansujących na rynku bilansującym, 10. negocjowanie regulacyjnych usług systemowych, 11. negocjacje paliw (węgiel, gaz, mazut, inne), 12. prowadzenie rozliczeń, 13. kontraktacja sprzedaży praw majątkowych i ich bilansowanie, 14. bilansowanie uprawnień do emisji CO2. Z kolei z perspektywy długoterminowej wydzielenie tych kompetencji konieczne będzie ze względu na trwające w Europie prace nad wdrożeniem rynku dwutowarowego związanego z zakupem mocy i zakupem energii elektrycznej. Obecnie większość krajów europejskich pracuje nad własnymi rozwiązaniami w tym zakresie, co w konsekwencji może oznaczać, że wypracowanie

7 jednolitego modelu będzie długotrwałe. Nie mnie jednak przy budowie rynku mocy w Polsce warto wziąć pod uwagę dorobek innych krajów. Stąd poniżej krótko opisano propozycje z wybranych krajów europejskich. Najbardziej rozbudowanym modelem jest model projektowany Wielkiej Brytanii [4]. Obejmować będzie dwa mechanizmy wsparcia dla nowopowstałych jednostek wytwórczych. Po pierwsze scentralizowany rynek mocy prowadzony przez operatora systemu przesyłowego oraz tzw. kontrakty różnicowe z określonymi cenami administracyjnymi. Ponadto wsparcie dla istniejących jednostek wytwórczych, które przywoływane będą w szczytach zapotrzebowania wynagradzane będą przez opłaty za moc pokrywające koszty stałe wytwarzania pozwalające na utrzymywanie tych jednostek w gotowości do pracy. Mechanizm pomocowy oparty zostanie na aukcjach organizowanych przez wydzieloną do tego spółkę. Spółka należąca do operatora systemu przesyłowego określi poziom zapotrzebowania na moc w szczycie i ogłosi na tej podstawie aukcję. Mechanizm ten oparty będzie o oferty z których na dole stosu będą najtańsze jednostki a zamykająca jednostka pokrywająca zapotrzebowanie. Następnie koszty aukcji przenoszone będą na przedsiębiorstwa obrotu proporcjonalnie do udziału w rynku. Z kolei wsparcie dla nowych inwestycji ma zapewnić scentralizowany system kontraktów różnicowych. Na kolejne okresy rozliczeniowe wyznaczana będzie administracyjnie gwarantowana cena zakupu energii dla wybranych technologii (dla każdej technologii inna) źródeł niskoemisyjnych o poziomie emisyjności do 450 Mg/MWh CO 2. Jednostki wytwórcze nie będą mogły łączyć obu mechanizmów ze względu na nieuzasadnioną pomoc publiczną oraz nadmierne korzyści wynikające z przystąpienia do rynku mocy. W modelu francuskim [5] jednostki wytwórcze mają możliwość sprzedaży tzw. certyfikatów dyspozycyjności mocy przedsiębiorstwom obrotu. W procesie tym (redukcji zapotrzebowania) uczestniczyć mogą również odbiorcy końcowi energii elektrycznej. Przedsiębiorstwa obrotu muszą wykazać przed operatorem systemu przesyłowego, że mają pokryte w posiadanych przez nich certyfikatach gwarancje zapewnienia mocy dla zakontraktowanych przez siebie odbiorców końcowych. Certyfikaty mogą być przedmiotem obrotu towarowego a rozliczenie następuje w danym roku. Z kolei niemiecki model rynku mocy [1] najprawdopodobniej będzie bardziej uproszczony i nie obejmie całego systemu elektroenergetycznego. Głównym problemem w krajowym systemie elektroenergetycznym jest zaspokojenie zapotrzebowania na energię w szczytach, w sytuacji kiedy występuje niewielka generacja z odnawialnych źródeł energii. Projektowany mechanizm wsparcia w Niemczech będzie zatem zmierzał do zapewnienia dyspozycyjności tylko jednostek wytwórczych pracujących w szczycie zapotrzebowania. Przewidywana forma wynagrodzenia dotyczyła będzie pokrycia kosztów stałych w postaci zryczałtowanej opłaty za gotowość. Przytoczone powyżej przykłady rozwiązań na europejskich rynkach energii dowodzą, że obecnie nie ma jednolitego rozwiązania na te same problemy integracji źródeł wytwarzania i odnawialnych źródeł energii. Stąd oznaczać to może z jednej strony możliwość wypracowania polskiego rozwiązania rynku mocy lub adaptacji jednego z rozwiązań już funkcjonujących w Europie. Z pewnością oznacza to również większą integrację pomiędzy obszarem wytwarzania a obszarem handlu w zakresie dysponowania mocą jednostek wytwórczych dla osiągania możliwe największych zysków z prowadzonej działalności. Poza tym budowa rynku mocy może i powinna dotyczyć również strony popytowej (odbiorców energii). Projektowane w Europie mechanizmy rynków mocy dają możliwość aktywnego uczestnictwa odbiorców stwarzając możliwość konkurowania cenowego reakcją na potrzeby operatora systemu przesyłowego w zakresie redukcji zapotrzebowania. Aktywny udział odbiorców końcowych w bilansowaniu systemu elektroenergetycznego odbywać się może w sposób bezpośredni lub pośredni. W modelu bezpośrednim odbiorcy końcowi mają możliwość złożenia oferty redukcji zapotrze-

8 bowania w ramach ogłoszonego przez operatora systemu przesyłowego w Polsce postępowania przetargowego [9]. Przedmiotem zamówienia ogłoszonego we wrześniu 2012 roku było świadczenie przez wykonawcę usługi Praca interwencyjna redukcja zapotrzebowania na polecenie operatora systemu przesyłowego. W ramach postępowania można było złożyć ofertę na 4 następujące pakiety: 1. pakiet I: wielkość redukcji zawiera się w przedziale od 10 do 20 MW, 2. pakiet II: wielkość redukcji zawiera się w przedziale od 21 do 35 MW, 3. pakiet III: wielkość redukcji zawiera się w przedziale od 36 do 55 MW, 4. pakiet II: wielkość redukcji zawiera się w przedziale od 56 do 90 MW. Niniejsze pakiety wyznaczają jakiego typu odbiorcy końcowi mogą uczestniczyć bezpośrednio w przetargu. Świadczenie tych usług ma nastąpić od 31 grudnia 2014 roku. W przypadku niespełnienia tych kryteriów można było złożyć ofertę na bazie kilku podmiotów wspólnie świadczących usługę redukcji mocy. Składnie ofert wykonawców wspólnie ubiegających się o zamówienie możliwe jest z udziałem wyspecjalizowanego do tego podmiotu. W Europie w przeciągu ostatnich dwóch lat powstało wiele podmiotów oferujących tego typu usługi [8]. Powstały one z wydzielenia lub utworzenia nowych kompetencji w zakresie agregacji podaży i popytu na bazie istniejących modeli biznesu przedsiębiorstw energetycznych lub zupełnie nowych niezależnych podmiotów (tablica nr 3). Podmioty te dysponują systemami informatycznymi umożliwiającymi zarządzania zużyciem energii u odbiorców końcowych zarówno biznesowych jak i indywidualnych. Możliwość świadczenia tego typu usług wymagać może również odpowiedniej infrastruktury zdalnego ograniczenia mocy lub też infrastruktury służącej do ręcznego sterowania poborem. Co ważniejsze odbiorcy uczestniczący w usłudze redukcji mocy powinni być wyposażeni w inteligentne liczniki służące do odczytów a następnie do rozliczeń. Dla odbiorców indywidualnych ważnym elementem, nad którym obecnie trwają prace jest tzw. infrastruktura sieci domowej. Tablica nr 3 Wykaz europejskich przedsiębiorstw zajmujących się agregacją popytu i podaży z charakterystyką barier i stymulatorów rozwoju Agregator Kraj UE Opis działalności Istniejące bariery rozwoju Stymulatory rozwoju CYBERGRID Austria Słowenia Rozwój i wdrażanie rozwiązań z zakresu Wirtualnej Elektrowni Zarządzanie zużyciem i produkcja energii dla klientów indywidualnych, biznesowych oraz przemysłowych Praca w roli podwykonawcy dla dostawców usług (usługa poprawy efektywności i zarządzania zużyciem energii) EDF Francja Programy cenowe dla klientów indywidualnych Energy Pool Francja Belgia Programy bodźcowe dla klientów przemysłowych Mechanizmy bilansowania zużycia dla klientów indywidulanych, biznesowych oraz przemysłowych Zapewnienie rezerw bezpieczeństwa Brak możliwości oferowania usług agregatorów na rynkach energii (w Słowenii minimalny wymagany czas dostępności zagregowanych źródeł to 16h) Brak systemu wsparcia dla zagregowanych źródeł Uruchomienie mechanizmów rynku mocy dostępnych dla agregatorów (trwają prace). Standaryzacja infrastruktury pomiarowej dla potrzeb wielu produktów (energia, woda, ciepło, chłód etc.) Wprowadzenie łagodniejszych regulacji w zakresie dostępności zagregowanych źródeł Uzyskiwane ceny energii nie odzwierciedlają wartości usług agregatorów (opierają się jedynie na cenach energii). Około 400 MW przyłączonej mocy wytwórczej jest wykorzystywane przez miej niż 50 h w roku. Jest to potencjał, który w przyszłości może zostać zastąpiony przez agregatorów Szczytowe zapotrzebowanie pokrywane jest importem, który jest kosztowny Uniknięcie kosztów inwestycji w nowe moce wytwórcze Wzrost bezpieczeństwa dostaw energii

9 Agregator Kraj UE Opis działalności Istniejące bariery rozwoju Stymulatory rozwoju Entelios Niemcy Mechanizmy bilansowania zużycia dla klientów indywidulanych, biznesowych oraz przemysłowych ENERNOC Wlk. Brytania Zarządzanie zużyciem energii dla klientów biznesowych i przemysłowych Poprawa efektywności energetycznej Optymalizacja dostaw energii Wprowadzenie łagodniejszych regulacji w zakresie dostępności zagregowanych źródeł Brak systemu wsparcia dla zagregowanych źródeł (np. analogicznego jak dla OZE) Uruchomienie mechanizmów rynku mocy dostępnych dla agregatorów Brak planów rozwoju dla szerszego zastosowania usług agregatorów Wprowadzenie łagodniejszych regulacji w zakresie dostępności zagregowanych źródeł Uruchomienie mechanizmów rynku mocy dostępnych dla agregatorów Integracja pojazdów elektrycznych do sieci energetycznych Szybszy rozwój OZE i ograniczanie emisji Stopniowe zastępowanie elektrowni jądrowych Szybszy rozwój OZE i ograniczanie emisji Wzrost bezpieczeństwa dostaw energii ENEL Włochy Zarządzanie zużyciem energii dla klientów indywidualnych Dostawa urządzeń Wprowadzenie łagodniejszych regulacji w zakresie dostępności zagregowanych źródeł Umożliwienie świadczenia usług agregacji dla odbiorców biznesowych i przemysłowych Wzrost bezpieczeństwa dostaw energii Źródło: opracowanie własne na podstawie Smart Energy Demand Coalition Inteligentne opomiarowanie i infrstruktura sieci domowej jako nowe możliwości rozwoju modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych Posiadania odpowiedniej infrastruktury umożliwiającej prowadzenie rozliczeń rzeczywistych jest elementem kluczowym dla zbudowania niskoemisyjnej gospodarki oraz mechanizmów rynkowych służących do aktywnego udziału odbiorców końcowych w bilansowaniu systemu elektroenergetycznego. Obecnie w Europie dyskutowany jest zakres wdrożenia inteligentnego opomiarowania uzasadniający jego efektywność ekonomiczną oraz szczegółowych rozwiązań technicznych służących do komunikowania się pomiędzy licznikiem a infrastrukturą sieci domowej. Niemiecki model wdrażania tego typu rozwiązań został w ostatnio opublikowanym przez Ministerstwo Gospodarki i Technologii materiale w znaczącym stopniu ograniczony, ze względu na efektywność rozwiązania [6]. Obszar standaryzacji technologii w inteligentnym opomiarowaniu jest w fazie budowy i testowania rozwiązań, stąd ich opłacalność może być na obecnym etapie ograniczona. Nie mniej jednak projektowane rozwiązania budować mogą nowe mikro biznesy w obszarze dystrybucji i obszarze sprzedaży przedsiębiorstw energetycznych. Z jednej strony dotyczy to administratora bramy inteligentnego opomiarowania oraz bramy domowej służącej do komunikacji z siecią domową odbiorcy końcowego. Projektowane rozwiązania europejskie w tym zakresie różnicują się w zakresie zarówno technologicznym jak i organizacyjnym. Trudno dzisiaj przesądzić o wybranych rozwiązaniach technologicznych, które muszą przejść z fazy prototypowej do fazy produkcji masowej. Nie mniej jednak w zakres oczekiwanych rozwiązań funkcjonalnych dotyczy sposobu komunikacji z odbiorcami zarówno na bazie inteligentnego opomiarowania jak i infrastruktury sieci domowej. Jednym z rozwiązań jest rozbudowana inteligencja licznika, przez który podawane są sygnały o aktualnie obowiązujących taryfach usług dystrybucji lub cenach energii. Innym rozwiązaniem może być podawania tego typu informacji przez bramę domową infrastruktury sieci domowej z pominięciem licznika. Z perspektywy modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych zachowana musi być odrębność obszaru dystrybucji energii od obszaru handlu. Podział ten jest również konieczny z perspektywy świadczenia usług przez odbiorców końcowych posiadających własne źródła odnawialne

10 lub kogeneracyjne (redukcja zapotrzebowania) lub też do świadczenia przez obszar handlu detalicznego usług dodatkowych na bazie posiadanej infrastruktury sieci domowej. Wyzwanie, przed którym stoimy dotyczy możliwie najlepszego wykorzystania dostępnych technologii dla prosumentów umożliwiających zastosowanie technologii przyszłości. Zdaniem Eurelectric [11] technologie te dotyczą wykorzystania ogniw fotowoltaicznych, samochodów elektrycznych i magazynów energii, mikrowytwarzania (w tym mikrokogeneracji) służącej do zaspokojenia potrzeb klientów i poprawy ich efektywności zużycia oraz do lokalnego bilansowania systemu na poziomie dystrybucji. Amerykański Instytut Energetyki opublikował doświadczenia z ostatnich 5 lat z budowy sieci inteligentnej [16], w którym pokazano jakie efekty i jakie technologie przetestowano w ramach prowadzonych badań. Prowadzone do niedawna rozważania teoretyczne na temat koncepcji wirtualnej elektrowni zostały w znacznym zakresie przetestowane w praktyce. Wykazano możliwość redukcji zapotrzebowania szczytowego poprzez integrację źródeł odnawialnych z systemem elektroenergetycznym oraz możliwości świadczenia usług zarządzania popytem i podażą wśród odbiorców końcowych. Wyniki przeprowadzonych badań oraz wyzwania jakie stoją przed wdrożeniem inteligentnej sieci przybliża nas do koncepcji rewolucji przemysłowej opartej na niskoemisyjnej gospodarce, w której odbiorcy końcowi będą produkować energię w swoich domach, biurach i fabrykach, dzieląc się nią z innymi w tzw. energetycznym intranecie. Schemat działania może być podobny do tradycyjnego internetu, w którym generujemy informacje i dzielimy się nimi z innymi użytkownikami przez sieć [13]. Nowy lateralny system energetyczny ustanowić może nowy model organizacyjny dla niezliczonej liczby nowych form biznesowych, powstających na jego niwie. Wnioski Ewolucja modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych wynikająca z rozwoju gospodarki niskoemisyjnej rozłożona będzie w czasie. W najbliższej perspektywie kilku lat konieczne będzie wdrożenia nowych technologii wytwarzania i zbudowanie mechanizmów wynagradzania za utrzymywanie jednostek wytwórczych pracujących na potrzebę bilansowania niedoborów energii elektrycznej produkowanej z odnawialnych źródeł energii. Stąd model biznesowy przedsiębiorstw energetycznych podlegać będzie ewolucji w zakresie zarządzania potencjałem wytwórczym oraz sprzedażą mocy i energii elektrycznej na rynku hurtowym, na rynku bilansującym oraz na projektowanym rynku mocy. Oznaczać to może w praktyce potrzebę wydzielenia funkcjonalnego lub organizacyjnego centrum kompetencji odpowiedzialnego za zarzadzanie potencjałem wytwórczym i plasowaniem energii i mocy na wspomnianych rynkach. W Europie większość przedsiębiorstw dokonała takie wydzielenia w ostatniej dekadzie, a mimo to powstały nowe przedsiębiorstwa zajmujące się agregacją mocy tzw. agregatorzy. W Polsce dopiero konstruowane są rozwiązania w zakresie pracy na potrzeby operatora systemu przesyłowego w zakresie redukcji zapotrzebowania. Drugim obszarem ewolucji modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych jest integracja handlu detalicznego z odbiorcami końcowymi mającymi zdolność do produkcji energii elektrycznej i ciepła na własne potrzeby jak i również na potrzeby systemu elektroenergetycznego. Nie mniej jednak wdrożenie rozwiązań w zakresie inteligentnego opomiarowania stanowi pierwszy krok w zakresie budowy niskoemisyjnej gospodarki. Wyzwaniem jest wypracowanie technologii prototypowej a następnie do produkcji umożlwiającej wykorzystanie potencjału redukcji zużycia po stronie odbiorców indywidualnych. Opracowana technologia oraz rozwiązania organizacyjne na styku inteligentnego opomiarowania i infrastruktury sieci domowej może przynieść potrzebę dokonania zmian w modelu biznesu przedsiębiorstw energetycznych w obszarze dystrybucji oraz handlu detalicznego. Artykuł z konferencji Nowoczesność przemysłu i usług w warunkach kryzysu i nowych wyzwań Uniwersytet Ekonomiczny w Katowicach, Politechnika Śląska w Gliwicach i Towarzystwo Naukowe Organizacji i Kierownictwa Oddział w Katowicach październik 2013 r.

11 Literatura 1. Cervigini G., Niedring T., Capacity markets: Relevant for Europe and appropriate for Germany, Formaet Services GmgH, Pawlik M., Zaawansowane technologicznie bloki energetyczne nowe wyzwania, Energetyka nr 8/2013, s Praca zbiorowa, Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi, PSE SA Warszawa lipiec 2010, s Praca zbiorowa, Capacity market: Design and implementation update, Department of Energy & Climate Change, Praca zbiorowa, Capacity market in France, Reseau de Transport d electricite, Praca zbiorowa, Cost benefit analysis for the comprehensive use of smart metering, Federal Ministry of Economics and Technology and EY, 2013, s Praca zbiorowa, Plan działania w zakresie energii do roku 2050, Komunikat Komisji Europejskiej, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów, 2011, s Praca zbiorowa, The Demand Respoonse Snap Shot. The reality for demand response providers working in Europe today, Smart Energy Demand Coalition, Praca zbiorowa, Specyfikacja istotnych warunków zamówienia na zakup usługi praca interwencyjna redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP, PSE SA, wrzesień 2012, s Praca zbiorowa, Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, Ministerstwo Gospodarki, 2013, s. 12, Praca zbiorowa, Utilities: Powerhouses of innovation. Finding and recommendations, Eurelectric, 2013, s Praca zbiorowa, Założenia Narodowego Programu Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej, Ministerstwo Gospodarki, sierpień 2011, s Ryfkin J., Energia +Internet = Trzecia rewolucja przemysłowa, Centrum Strategii Energetycznych, newsletter Instytutu Badań nad Gospodarką Rynkową, 2013, s %20 Spot%20Hourly%20Auction/spot-hours-table/ /EU#) 16.