ETAP II: Opracowanie koncepcji

Transkrypt

1 Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce ETAP II: Opracowanie koncepcji mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej 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, 3 marca 2010 roku

2 SPIS TREŚCI 1. WPROWADZENIE UWARUNKOWANIA WDROŻENIA MECHANIZMÓW DSR DLA KRAJOWEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ UWARUNKOWANIA FORMALNO-PRAWNE Uwarunkowania formalno-prawne wspierające DSR w krajach UE Uwarunkowania formalno-prawne wspierające DSR w Polsce PRZYŁĄCZENIE DO SIECI I SYSTEM TARYFOWANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ OBOWIĄZUJĄCY W POLSCE Przyłączenie do sieci elektroenergetycznej i wymagania z nim związane System taryfowania energii elektrycznej obowiązujący w Polsce Grupy taryfowe Możliwości wprowadzenia zróżnicowanych programów taryfowych (taryf wielostrefowych) WŁASNOŚĆ URZĄDZEŃ POMIAROWYCH I DANYCH POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH STRUKTURA PODMIOTOWA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE MOŻLIWOŚCI TECHNICZNE I ORGANIZACYJNE WDROŻENIA MECHANIZMÓW DSR Wymiana urządzeń i systemów pomiarowych Koszty osierocone POTENCJAŁ REAKCJI STRONY POPYTOWEJ W KSE ZUŻYCIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ CHARAKTERYSTYKA ZUŻYCIA ENERGII PRZEZ POSZCZEGÓLNE GRUPY ODBIORCÓW Charakterystyka zużycia energii przez gospodarstwa domowe Charakterystyka zużycia energii przez przedsiębiorstwa ANALIZA ZACHOWAŃ KONSUMENTÓW W POLSCE NA PODSTAWIE PRZEPROWADZONYCH BADAŃ STATYSTYCZNYCH Przedsiębiorcy Odbiorcy w gospodarstwach domowych OGRANICZENIA W DOSTARCZANIU I POBORZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ MOŻLIWE ZASOBY DSR Huty aluminium i miedzi Przemysł celulozowo-papierniczy i chemiczny Odbiorcy przemysłowi z grup taryfowych Cxx Odbiorcy w gospodarstwach domowych KONCEPCJA MECHANIZMÓW DSR DLA KRAJOWEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ PRZYJĘTE ZAŁOŻENIA REKOMENDACJA FUNKCJONOWANIA MECHANIZMÓW DSR DLA KRAJOWEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I ZAKRES IMPLEMENTACJI Rekomendowane programy OSP usługa redukcji obciążenia Rekomendowane programy Sprzedawców dobowe wyrównanie krzywej zapotrzebowania Podmioty i ich funkcje w ramach proponowanych mechanizmów DSR ZASADY FUNKCJONOWANIA REKOMENDOWANYCH PROGRAMÓW DSR Programy OSP (bodźcowe programy DSR) Program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (EDRP) Taryfy z wyłączeniem (ICR) Bezpośrednie wyłączenie odbioru (DLC) Programy cenowe DSR Strona 2 z 124

3 Taryfy wielostrefowe (TOU) Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) UDZIAŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ I MIKROGENERACJI W PROPONOWANYCH BODŹCOWYCH PROGRAMACH DSR PROGRAM WDROŻENIA PROGRAMÓW DSR DLA KRAJOWEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ Programy bodźcowe DSR Potencjalni uczestnicy programów bodźcowych DSR Koszty ponoszone przez OSP w wyniku świadczenia przez odbiorców usługi redukcji obciążenia w ramach programów bodźcowych DSR Proponowany program wdrożenia programów bodźcowych DSR Programy taryfowe DSR Taryfy przesyłowe i dystrybucyjne WYMAGANIA FUNKCJONALNE DLA UKŁADÓW WYKONAWCZYCH DSR W POŁĄCZENIU Z INTELIGENTNYMI URZĄDZENIAMI (SMART METER) OCZEKIWANE EFEKTY WPROWADZENIA MECHANIZMÓW DSR Efekty wdrożenia bodźcowych programów DSR Efekty wdrożenia programów taryfowych w powiązaniu z wdrożeniem inteligentnych urządzeń pomiarowych PODSUMOWANIE Strona 3 z 124

4 1. Wprowadzenie W pierwszym etapie zadania szczegółowego mającego na celu Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce dokonano przeglądu aktualnie stosowanych mechanizmów reakcji strony popytowej (DSR). Definicja reakcji strony popytowej formułowana przez różne instytucje międzynarodowe, krajowe, bądź też przez operatorów systemów przesyłowych różni się w przypadku niektórych akcentów, niemniej zawsze oznacza dobrowolne, tymczasowe działanie odbiorcy (lub współdziałanie z operatorem) powodujące zmianę wielkości zapotrzebowania pod wpływem różnorodnych bodźców. Do głównych korzyści wynikających z implementacji mechanizmów DSR zaliczyć można: Poprawę niezawodności systemu elektroenergetycznego. Korzyści finansowe dla uczestników programów DSR. Redukcję występujących ograniczeń systemowych w sieci dystrybucyjnej oraz przesyłowej, a tym samym lepsze zarządzanie zdolnościami przesyłowymi. Poprawę bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Redukcję kosztów bilansowania systemu, związaną z uruchamianiem drogich źródeł szczytowych. Poprawę zarządzania ryzykiem cenowym i ilościowym na rynku energii. Poprawę świadomości odbiorców w zakresie gospodarki energią w ramach zarządzanych zasobów po stronie popytu oraz źródeł generacji rozproszonej. Długoterminowe zapewnienie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego oraz osiągnięcie jednego z głównych celów Unii Europejskiej, tj. uzyskanie poprawy efektywności energetycznej o 20% do 2020 roku wymaga aby sterowanie popytem było traktowane jako jeden z elementów planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego. Powinny zostać stworzone dodatkowe bodźce mające na celu ograniczenie konsumpcji energii elektrycznej przez odbiorców oraz szerszy rozwój usług w sektorze energetycznym. Wymaga to wdrożenia między innymi: Efektywnych energetycznie taryf energii elektrycznej. Nowych rozwiązań w zakresie opomiarowania zużycia energii elektrycznej. Jasne sygnały cenowe, taryfy zachęcające do efektywnego wykorzystania energii oraz informacje zwrotne dotyczące zużycia energii w okresach rozliczeniowych, uzyskane za pomocą bilingów i inteligentnych mierników energii powinny umożliwić użytkownikom systemu podejmowanie lepszych decyzji dotyczących wykorzystania energii i zachęcać ich do jej efektywnego wykorzystania. Kwestie związane z wprowadzeniem inteligentnego opomiarowania są jednym z elementów służących poprawie efektywności energetycznej. Ten Strona 4 z 124

5 element należy traktować bardziej jako narzędzie techniczne, wspomagające określone, zamodelowane zachowania odbiorców, niż cel sam w sobie. Reakcja strony popytowej polegająca na przesuwaniu popytu ze względu na zmienne ceny energii w poszczególnych godzinach doby nie może być jednak wykorzystana przez operatora systemu w czasie rzeczywistym, w przypadkach zagrożenia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Tego rodzaju dostosowania popytu (ręcznie lub automatycznie) może dokonać kontrahent (odbiorca, Sprzedawca działający jako agregator zarządzający wieloma niewielkimi zasobami DSR jako jednym dużym zasobem), podejmujący działania w oparciu o zobowiązania umowne w ramach programu DSR operatora systemu przesyłowego. Spośród różnych programów implementujących reakcję strony popytowej, z punku widzenia OSP, szczególnie atrakcyjne są programy DSR, których oddziaływanie na system można wykorzystać w trakcie planowania oraz prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego oraz które przyczyniają się do poprawy krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Bardzo ważnym elementem służącym uzyskaniu pożądanych zachowań odbiorców zarówno w zakresie zużycia energii elektrycznej, jak i udziału odbiorców w programach DSR oferowanych przez operatora systemu przesyłowego, jest równoległe prowadzenie akcji informacyjnych. Powinny one służyć zwiększeniu świadomości o możliwych sposobach poprawy efektywności zużycia energii oraz dostarczaniu odbiorcom zrozumiałych informacji o rzeczywistym zużyciu energii oraz jej cenach. W niniejszym opracowaniu przedstawiono koncepcję wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej oraz wyniki analiz dotyczących uwarunkowań wdrożenia tych mechanizmów, przy czym: w rozdziale drugim omówiono: unijne i krajowe uwarunkowania formalno-prawne, uwarunkowania wynikające ze struktury podmiotowej rynku energii i systemu taryfowania, możliwości techniczne i organizacyjne wdrożenia mechanizmów DSR; w rozdziale trzecim oszacowano potencjał reakcji strony popytowej, w tym przedstawiono wnioski dotyczące analiz zachowań konsumentów w Polsce na podstawie przeprowadzonych badań statystycznych; w rozdziale czwartym omówiono koncepcję mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zawierającą rekomendację dla funkcjonowania mechanizmu DSR na krajowym rynku energii elektrycznej, w tym: zakres implementacji i program wdrożenia mechanizmów DSR w Polsce, zasady funkcjonowania rekomendowanych programów DSR, wymagania funkcjonalne dla układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami, oczekiwane efekty wprowadzenia rekomendowanych mechanizmów DSR. Strona 5 z 124

6 2. Uwarunkowania wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej 2.1. Uwarunkowania formalno-prawne U podstaw wprowadzenia mechanizmów DSR, w tym nowoczesnych systemów pomiarowych, traktowanych jako narzędzie techniczne, wspomagające określone, zamodelowane zachowania odbiorców, w krajach Unii Europejskiej tkwi trzeci cel pakietu 3x20 Rady Europejskiej z marca 2007 r. tj. zwiększenie efektywności energetycznej państw UE do 2020 r. oraz dyrektywa w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych z kwietnia 2006 r. Sposoby osiągnięcia tych celów w Polsce określa Krajowy Plan Poprawy Efektywności Energetycznej, który zakłada, że poprawa ta ma się dokonać poprzez zwiększenie efektywności końcowego wykorzystania energii dzięki zmianom technologicznym i gospodarczym oraz zmianom zachowań konsumentów energii Uwarunkowania formalno-prawne wspierające DSR w krajach UE W ramach analizy uwarunkowań formalno-prawnych wspierających DSR w krajach Unii Europejskiej przeanalizowano w szczególności: Dyrektywę 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r., dotyczącą środków gwarantujących bezpieczeństwo dostaw energii i inwestycje w infrastrukturę. Zieloną księgę w sprawie racjonalizacji zużycia energii czyli jak uzyskać więcej mniejszym nakładem środków z dnia 22 czerwca 2006 roku. Plan działania na rzecz racjonalizacji zużycia energii: sposoby wykorzystania potencjału z dnia 19 października 2006 roku. Dyrektywę 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. o efektywności końcowej wykorzystania energii i usługach energetycznych, zastępującą dyrektywę Rady 93/76/EWG. Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r., dotyczącą wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 2003/54/WE. Rekomendacje Grupy Europejskich Regulatorów ds. Energii Elektrycznej i Gazu (European Regulators Group for Electricity and Gas) ERGEG. Poniżej przedstawiono najważniejsze uwarunkowania w zakresie mechanizmów DSR wynikające z ww. dokumentów. Dyrektywa 2005/89/WE Postrzeganie przez Unię Europejską mechanizmów zarządzania popytem jako środka powodującego ograniczenie popytu na energię elektryczną, a przez to wpływających na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego odzwierciedlono w dyrektywie 2005/89/WE Strona 6 z 124

7 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r., dotyczącej środków gwarantujących bezpieczeństwo dostaw energii i inwestycji w infrastrukturę. W dyrektywie tej UE zobowiązała państwa członkowskie do podjęcia właściwych środków w celu utrzymania równowagi pomiędzy zapotrzebowaniem na energię elektryczną a dostępnością mocy wytwórczych (artykuł 5. dyrektywy). W tym celu państwa członkowskie mogą podjąć środki zachęcające do: Stosowania środków oszczędzania energii. Przyjęcia technologii zarządzania popytem w czasie rzeczywistym, takie jak zaawansowane systemy pomiarowe. Zielona księga w sprawie racjonalizacji zużycia energii Zielona księga w sprawie racjonalizacji zużycia energii czyli jak uzyskać więcej mniejszym nakładem środków z dnia 22 czerwca 2006 roku jest dokumentem programowym UE, której celem było wskazanie możliwości oraz zainicjowanie szerokiej dyskusji na temat sposobów uzyskania uzasadnionych ekonomicznie oszczędności i racjonalizacji zużycia energii. Zielona Księga wskazuje na konieczność podjęcia działań zmierzających do poprawy efektywności energetycznej, a także do oszczędności energii w następstwie zmiany zachowań jej użytkowników. Zielona Księga odnosi się także wprost do konieczności przyjęcia dyrektywy dotyczącej racjonalizacji zużycia energii (dyrektywa 2006/32/WE). Plan działania na rzecz racjonalizacji zużycia energii: sposoby wykorzystania potencjału Komunikat Komisji Europejskiej: Plan działania na rzecz racjonalizacji zużycia energii: sposoby wykorzystania potencjału z dnia 19 października 2006 roku mówi, że w celu wydajnego korzystania z energii należy promować, ułatwiać i wzmacniać racjonalne i odpowiedzialne zachowania. Zdolność instytucjonalna, świadomość oraz jasna, rzetelna i dostępna informacja dotycząca technologii i technik wykorzystania energii są ważnymi elementami warunkującymi racjonalne zachowanie rynku. Konieczne jest kształcenie i szkolenia wszystkich zainteresowanych stron. Nieodzowne są również technologie informatyczne. Jednym z zaproponowanych środków mających na celu zmianę zachowania odbiorców energii jest wprowadzenie bardziej szczegółowych wymogów w zakresie pomiarów i fakturowania zużytej energii elektrycznej. Dyrektywa 2006/32/WE Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. o efektywności końcowej wykorzystania energii i usługach energetycznych, zastępująca dyrektywę Rady 93/76/EWG, dotyczy usług energetycznych oraz efektywnego korzystania z zasobów energetycznych przez odbiorców oraz zachęca do promowania odpowiednich technologii, takich jak technologie zarządzania obciążeniem w czasie rzeczywistym i stosowanie nowoczesnych układów pomiarowych. Głównym celem tej dyrektywy jest stworzenie dodatkowych bodźców mających na celu ograniczenie konsumpcji energii elektrycznej oraz szerszy rozwój usług w sektorze energetycznym. Podstawowe obowiązki Strona 7 z 124

8 Państw Członkowskich w zakresie poprawy efektywności energetycznej oraz stosowania mechanizmów DSR, zostały sformułowane następująco: Państwa Członkowskie powinny podjąć wzmożone wysiłki na rzecz promowania efektywności końcowego wykorzystania energii poprzez ustanowienie odpowiednich warunków i bodźców dla podmiotów rynkowych do podniesienia poziomu informacji i doradztwa dla odbiorców końcowych na temat efektywności końcowego wykorzystania energii (art. 7). Zobowiązanie Państw Członkowskich do stosowania efektywnych energetycznie taryf i innych instrumentów regulacyjnych (art. 10). Stworzenie regulacji prawnych umożliwiających korzystanie z indywidualnych urządzeń pomiarowych, udostępniających informację o bieżącej konsumpcji energii elektrycznej, gazu, centralnego ogrzewania lub chłodzenia oraz ciepłej wody użytkowej i czasie tej konsumpcji (art. 13). Takie urządzenia pomiarowe powinny być wprowadzane, jeżeli jest to technicznie możliwe, efektywne kosztowo i proporcjonalne do osiąganych celów w zakresie zwiększania efektywności energetycznej. W przypadku wymiany liczników stosowane mają być nowoczesne liczniki, pod warunkiem, iż ich zastosowanie jest technicznie możliwe i ekonomicznie opłacalne. Rachunki za zużytą energię powinny opierać się na aktualnej konsumpcji, o której informacje są dostarczane konsumentom w prosty i zrozumiały sposób. Celem tego ma być umożliwienie konsumentom bieżącego regulowania poziomu własnej konsumpcji, przy uwzględnieniu aktualnego w danej chwili poziomu cen. Ponadto przepis artykułu 11. dyrektywy 2006/32/WE umożliwia stworzenie programów pomocy publicznej, które będą wspomagały działania zwiększające efektywność energetyczną. W zakresie tych działań mieści się wspieranie wdrażania inteligentnych urządzeń pomiarowych (np.: smart metering), jak również działań zwiększających zakres dostępnej dla konsumentów informacji na rachunkach za energię elektryczną. Z programów pomocy mogą korzystać zarówno przedsiębiorstwa energetyczne, w tym operatorzy systemów dystrybucyjnych, jak również indywidualni konsumenci. Dyrektywa 2009/72/WE Stosunkowo szeroko, tematyka związana z efektywnością energetyczną i zarządzaniem popytem została uwzględniona w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r., dotyczącej wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 2003/54/WE. W dyrektywie tej nałożono na Państwa Członkowskie obowiązek wdrażania środków umożliwiających osiągnięcie celów spójności społecznej i gospodarczej oraz ochrony środowiska co obejmuje środki w zakresie efektywności energetycznej/zarządzania popytem i środki przeciwdziałające zmianom klimatu oraz, w stosownych przypadkach, bezpieczeństwa dostaw. Środki te mogą obejmować w szczególności odpowiednie zachęty ekonomiczne w stosownych przypadkach z zastosowaniem wszystkich istniejących narzędzi krajowych i wspólnotowych w celu Strona 8 z 124

9 utrzymywania i budowy niezbędnej infrastruktury sieciowej, w tym również zdolności połączeń wzajemnych. Ponadto na operatorów systemów dystrybucyjnych nałożono obowiązek uwzględniania, w procesie planowania rozbudowy sieci dystrybucyjnej, środków związanych z efektywnością energetyczną/zarządzaniem popytem lub wytwarzania rozproszonego, które mogłyby zastąpić potrzebę modernizacji lub wymiany sieci. Rekomendacje ERGEG Rekomendacje odnośnie zarządzania popytem są również formułowane przez Grupę Europejskich Regulatorów ds. Energii Elektrycznej i Gazu (European Regulators Group for Electricity and Gas) ERGEG. W lipcu 2007 r. ERGEG opublikowała dokument ERGEG Position paper on end-user price regulation, w którym regulatorzy zawarli swoje stanowisko w sprawie negatywnego wpływu utrzymywania cen regulowanych dla odbiorców końcowych na rozwój konkurencji na rynku energii elektrycznej i rynku gazu ziemnego. Z badań przeprowadzonych przez ERGEG wynika, że spośród 25 Państw Członkowskich Unii Europejskiej 17 państw utrzymuje regulacje cen energii elektrycznej, a 9 państw ustala ceny na gaz ziemny. W większości Państw Członkowskich poziom odbiorców uprawnionych do wyboru Sprzedawcy, a korzystających z cen regulowanych przekracza 80%. Sytuacja w Polsce pod tym względem jest podobna. Regulacja cen dla odbiorców końcowych zniekształca działanie rynku oraz zagraża zarówno bezpieczeństwu dostaw, jak i działaniom na rzecz ograniczania zmian klimatu. 31 października 2007 roku ERGEG opublikowała raport dotyczący inteligentnego sposobu pomiaru energii elektrycznej, który umożliwia konsumentowi kontrolowanie zużycia energii. Zasadniczo rekomendowany jest odwrót od tradycyjnych systemów pomiarowych oraz rozważenie wprowadzenia systemów typu smart metering. Inteligentne mierniki odgrywają kluczową rolę we wszystkich procesach rynkowych i przez to oddziałują na całokształt funkcjonowania rynku energetycznego. Z tego względu kluczową kwestią jest, aby regulatorzy zapewnili aby rynek, w tym również wszyscy jego uczestnicy mogli korzystać z pełnego zakresu funkcji, jakie ma on do zaoferowania. Wnioski Wynikiem analizy ww. dokumentów są następujące wnioski w zakresie wspierania mechanizmów DSR przez ustawodawstwo unijne: Ustawodawca wspólnotowy nie nakłada bezwzględnego nakazu zastosowania mechanizmów zarządzania popytem w stosunku do odbiorców. Powinny zostać zastosowane takie rozwiązania prawne, które umożliwią dokonywanie wyboru konsumentom. Odbiorca ma mieć możliwość odpowiadania na bodźce rynkowe i odpowiedniego dostosowywania do nich swojej konsumpcji. Oznacza to, że z prawnego punktu widzenia, wprowadzanie mechanizmów zarządzania popytem jest warunkowe, a Państwa Członkowskie powinny dostosować zakres tego obowiązku do osiąganych korzyści. Obowiązkiem Państw Członkowskich jest przy tym podejmowanie działań na rzecz promowania efektywności końcowego wykorzystania energii elektrycznej oraz wdrożenie Strona 9 z 124

10 efektywnych energetycznie taryf i innych instrumentów regulacyjnych. Obowiązkiem operatorów systemów dystrybucyjnych jest uwzględnianie, w procesie planowania rozbudowy sieci dystrybucyjnej, środków związanych z efektywnością energetyczną i zarządzaniem popytem oraz wytwarzaniem rozproszonym. Oznacza to, że rolą operatorów jest stworzenie odpowiedniej infrastruktury technicznej umożliwiającej odbiorcom dostęp do informacji o bieżącej konsumpcji energii elektrycznej w celu ewentualnej zmiany swoich zachowań ukierunkowanych na zwiększenie efektywności zużycia energii elektrycznej Uwarunkowania formalno-prawne wspierające DSR w Polsce W ramach analizy uwarunkowań formalno-prawnych wspierających DSR w Polsce przeanalizowano w szczególności: Politykę Energetyczną Państwa do 2030 roku. Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej. Projekt ustawy o efektywności energetycznej. Ustawę Prawo energetyczne. Poniżej przedstawiono najważniejsze uwarunkowania w zakresie mechanizmów DSR wynikające z ww. dokumentów. Polityka Energetyczna Państwa do 2030 roku W dniu 10 listopada 2009 roku Rada Ministrów przyjęła uchwałę w sprawie Polityki energetycznej Polski do 2030 roku. Jednym z podstawowych kierunków polskiej polityki energetycznej jest poprawa efektywności energetycznej. Poprawa efektywności energetycznej jest również jednym z priorytetów unijnej polityki energetycznej z wyznaczonym do roku 2020 celem zmniejszenia zużycia energii całej UE o 20% w stosunku do scenariusza business as usual. Kwestia efektywności energetycznej jest traktowana w polityce energetycznej w sposób priorytetowy, a postęp w tej dziedzinie będzie kluczowy dla realizacji wszystkich jej celów. W związku z tym, zostaną podjęte wszystkie możliwe działania przyczyniające się do wzrostu efektywności energetycznej. Głównymi celami polskiej polityki energetycznej w obszarze poprawy efektywności energetycznej są: Dążenie do utrzymania zeroenergetycznego wzrostu gospodarczego, tj. rozwoju gospodarki następującego bez wzrostu zapotrzebowania na energię pierwotną. Konsekwentne zmniejszanie energochłonności polskiej gospodarki do poziomu UE-15. Szczegółowymi celami, związanymi z mechanizmami DSR, w tym obszarze są: Wzrost efektywności końcowego wykorzystania energii. Strona 10 z 124

11 Zwiększenie stosunku rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną do maksymalnego zapotrzebowania na moc w szczycie obciążenia, co pozwala zmniejszyć całkowite koszty zaspokojenia popytu na energię elektryczną. Natomiast przewidywane działania na rzecz poprawy efektywności energetycznej w tym obszarze obejmują: Zastosowanie technik zarządzania popytem (Demand Side Management), stymulowane poprzez m.in. zróżnicowanie dobowe stawek opłat dystrybucyjnych oraz cen energii elektrycznej w oparciu o ceny referencyjne będące wynikiem wprowadzenia rynku dnia bieżącego oraz przekazanie sygnałów cenowych odbiorcom za pomocą zdalnej dwustronnej komunikacji z licznikami elektronicznymi. Kampanie informacyjne i edukacyjne, promujące racjonalne wykorzystanie energii. Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej (EEAP) stanowi realizację zapisu art. 14 ust. 2 Dyrektywy 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych. Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej określa cel indykatywny w zakresie oszczędności energii 1 na rok 2016 wyrażony w jednostce bezwzględnej, który ma być osiągnięty w ciągu dziewięciu lat począwszy od 2008 roku, zgodnie z art. 4 ww. dyrektywy. Określony został również tzw. pośredni krajowy cel w zakresie oszczędności energii, przewidziany do osiągnięcia w 2010 r., który ma charakter orientacyjny i stanowi ścieżkę dochodzenia do osiągnięcia celu indykatywnego przewidzianego na 2016 r., umożliwiając ocenę postępu w jego realizacji. Ponadto w dokumencie przedstawiono zarys środków oraz wynikających z nich działań realizowanych bądź planowanych na szczeblu krajowym, służących do osiągnięcia krajowych celów indykatywnych w przewidywanym okresie. Zaproponowane w ramach Krajowego Planu Działań dotyczącego efektywności energetycznej (EEAP) środki i działania mają za zadanie: Osiągnięcie celu indykatywnego oszczędności energii zgodnie wymaganiami Dyrektywy 2006/32/WE tj. uzyskanie do 2016 roku oszczędności energii finalnej w ilości nie mniejszej niż 9% krajowego zużycia tej energii w 2007 roku. Osiągnięcie celu pośredniego 2% w roku Zgodnie z projektem ustawy o efektywności energetycznej przez oszczędność energii rozumiana jest ilość energii stanowiąca różnicę między energią potencjalnie zużytą przez obiekt, urządzenie techniczne lub instalację w danym okresie przed zrealizowaniem jednego lub kilku przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej, a energią zużytą przez obiekt, urządzenie techniczne lub instalację w takim samym okresie, po zrealizowaniu tych przedsięwzięć i uwzględnieniu znormalizowanych warunków wpływających na zużycie energii. Strona 11 z 124

12 W zakresie mechanizmów zarządzania popytem Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej przewiduje promowanie racjonalnego wykorzystania energii przez odbiorców. Projekt ustawy o efektywności energetycznej Celem polskiej ustawy o efektywności energetycznej jest uzyskanie do 2016 roku oszczędności zużycia energii 2 finalnej w ilości nie mniejszej niż 9% krajowego zużycia tej energii w 2007 roku oraz realizacja założonego na szczycie Unii Europejskiej w marcu 2007 r., 20 % celu obniżenia zużycia energii w UE do 2020 r. Obecnie projekt ustawy o efektywności energetycznej (projekt z dnia 5 listopada 2009 r.) został skierowany w dniu 13 listopada 2009 r. pod obrady stałego Komitetu Rady Ministrów przez Ministerstwo Gospodarki. Planuje się, że ustawa wejdzie w życie w 2010 roku. Jako główny mechanizm wspierający podnoszenie efektywności energetycznej wprowadzony zostanie system białych certyfikatów, tj. mechanizm pozyskiwania, umarzania i obrotu świadectwami potwierdzającymi przeprowadzenie działań skutkujących oszczędnością energii jako mechanizm stymulujący i wymuszający zachowania prooszczędnościowe. Bierze się pod uwagę również inne mechanizmy wspierające jak system dobrowolnych zobowiązań, skutkujących wzrostem efektywności energetycznej gospodarki, zawieranych pomiędzy jednostkami administracji rządowej lub samorządowej a zainteresowanymi podmiotami (np. przedsiębiorcami lub jednostkami sektora publicznego). Regulacją będą objęte podmioty zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła, podmioty zajmujące się przesyłem i dystrybucją energii, podmioty zajmujące się sprzedażą energii odbiorcom końcowym producenci, importerzy oraz sprzedawcy urządzeń zużywających energię, odbiorcy końcowi tj. zgodnie z definicją dyrektywy 2006/32/WE: osoby fizyczne lub prawne zakupujące energię na własny użytek. Ważną rolę wykonawczą w realizacji celów tej ustawy będzie miał sektor publiczny gdyż jest odpowiedzialny za: Wprowadzenie obowiązku opracowywania i wdrażania planów działań dotyczących efektywności energetycznej na szczeblu lokalnym (gminy). Oszacowanie ilości energii zużywanej w ciągu roku przez centralne i terenowe organy administracji rządowej i samorządu terytorialnego Opracowanie celów oszczędnościowych. Do katalogu działań do podejmowania przez administrację rządową i koniecznych do realizacji tej ustawy należy zaliczyć: Stosowanie audytów energetycznych. Nabywanie lub wynajmowanie efektywnych energetycznie budynków. Informowanie społeczeństwa o osiąganych efektach w zakresie oszczędności energii za pośrednictwem mediów. 2 Definicja oszczędności energii jak wyżej. Strona 12 z 124

13 Konieczne będzie poza tym utworzenie zaplecza technicznego, których najważniejszymi elementami są: System monitorowania i gromadzenia danych, który będzie nadzorowany przez prezesa URE. Zapewnienie odpowiedniego dostępu do bieżących informacji za pomocą portalu internetowego oraz infolinii. Ustawa Prawo energetyczne Obowiązująca ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z późn. zm.) nie wprowadza bezpośrednich uregulowań dotyczących zastosowania mechanizmów zarządzania popytem. Istniejące uregulowania jedynie w sposób pośredni dotykają tej tematyki: 1. Artykuł 9 ust. 3 nakłada na ministra właściwego do spraw gospodarki obowiązek określenia, w drodze rozporządzenia, szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, biorąc pod uwagę: bezpieczeństwo i niezawodne funkcjonowanie tego systemu, równoprawne traktowanie użytkowników systemu elektroenergetycznego, wymagania w zakresie ochrony środowiska oraz budowy i eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci określone w odrębnych przepisach. Rozporządzenie powinno określać między innymi: Kryteria podziału na grupy podmiotów ubiegających się o przyłączenie do sieci. Warunki przyłączenia do sieci, w tym wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich. Warunki świadczenia usług przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. 2. Artykuł 9c ust. 2 nakłada na operatora systemu przesyłowego obowiązek realizacji ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonych zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 11 ust. 6 i 7 ustawy Prawo energetyczne. 3. Artykuł 9c. nakłada na operatora systemu dystrybucyjnego odpowiedzialność za: Planowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem przedsięwzięć związanych z efektywnością energetyczną, zarządzaniem popytem na energię elektryczną lub rozwojem mocy wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej. Budowę i eksploatację infrastruktury technicznej i informatycznej służącej pozyskiwaniu i transmisji danych pomiarowych oraz zarządzaniu nimi, zapewniającej efektywną współpracę z innymi operatorami i przedsiębiorstwami energetycznymi. Pozyskiwanie, przechowywanie, przetwarzanie i udostępnianie, w uzgodnionej pomiędzy uczestnikami rynku energii formie, danych pomiarowych dla energii Strona 13 z 124

14 elektrycznej pobranej przez odbiorców wybranym przez nich Sprzedawcom i podmiotom odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe oraz operatorowi systemu przesyłowego. Opracowywanie, aktualizację i udostępnianie odbiorcom ich standardowych profili zużycia oraz uwzględnianie zasad ich stosowania w części instrukcji podlegającej zatwierdzeniu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, zgodnie z art. 9g ust. 9. Udostępnianie danych dotyczących planowanego i rzeczywistego zużycia energii elektrycznej wyznaczonych na podstawie standardowych profili zużycia dla uzgodnionych okresów rozliczeniowych. Opracowywanie i wdrażanie procedury zmiany Sprzedawcy. 4. Artykuł 11 określa podstawowe zasady i tryb wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej w przypadkach: zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej polegającego na długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo-energetycznym, zagrożenia bezpieczeństwa osób i zagrożenia wystąpieniem znacznych strat materialnych. 5. Artykuł 13 formułuje cel polityki energetycznej państwa, jako zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju, wzrostu konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej, a także ochrony środowiska. 6. Artykuł 23, ust. 2 jako jeden z zakresów działania Prezesa URE określa publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii. 7. Artykuł 46, ust. 1 nakłada na ministra właściwego do spraw gospodarki obowiązek określenia, w drodze rozporządzenia, szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf dla energii elektrycznej oraz szczegółowe zasady rozliczeń w obrocie energią elektryczną, biorąc pod uwagę: politykę energetyczną państwa, zapewnienie pokrycia uzasadnionych kosztów przedsiębiorstw energetycznych, w tym kosztów ich rozwoju, ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i opłat, poprawę efektywności dostarczania i wykorzystywania energii elektrycznej, równoprawne traktowanie odbiorców, eliminowanie subsydiowania skrośnego oraz przejrzystość cen i stawek opłat. Rozporządzenie powinno określać między innymi: kryteria podziału odbiorców na grupy taryfowe oraz podział podmiotów przyłączanych na grupy przyłączeniowe. 8. Artykuł 52, ust. 1 nakłada na producentów i importerów urządzeń obowiązek określania w dokumentacji technicznej efektywności energetycznej urządzenia definiowanej jako wielkość zużycia paliw i energii, odniesiona do uzyskiwanej wielkości efektu użytkowego urządzenia w typowych warunkach użytkowania. Strona 14 z 124

15 Ustawa o zmianie ustawy Prawo energetyczne 3 Ustawa o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz o zmianie innych ustaw z dnia 8 stycznia 2010 roku implementuje dyrektywę 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r. dotyczącą działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i inwestycji infrastrukturalnych (Dz. Urz. WE L 33 z , str. 22). Ustawa zawiera również zmiany służące wdrożeniu zmian rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1228/2003/WE z dnia 26 czerwca 2003 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej (Dz. Urz. WE L 176 z , str. 1, z późn. zm.) wprowadzonej decyzją Komisji z 9 listopada 2006 r. (Dz. Urz. WE L 312 z ). Obowiązujący tryb wprowadzania ograniczeń przez Radę Ministrów w drodze rozporządzenia nie przewiduje możliwości ich wcześniejszego wprowadzenia przez operatora systemu w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii. W znowelizowanej ustawie umożliwiono operatorom systemów elektroenergetycznych podejmowanie skutecznych i efektywnych działań w sytuacji wystąpienia niedoborów mocy i energii elektrycznej w systemie. Ustawa: Wprowadza tryb postępowania i obowiązki operatorów oraz użytkowników systemu w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Przyznaje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego prawo do wprowadzania, w przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej przed wejściem w życie rozporządzenia Rady Ministrów wprowadzającego te ograniczenia. Wskazuje Prezesa URE jako organ opiniujący zasadność wprowadzenia przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego ograniczeń. Określa zasady odpowiedzialności za szkody powstałe w wyniku wprowadzenia przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej. Artykuł 11 znowelizowanej ustawy Prawo energetyczne umożliwia wprowadzenie, na czas oznaczony, ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w następujących przypadkach: Zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej polegającego na długookresowym braku równowagi na rynku paliwowoenergetycznym. Zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. 3 Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw została podpisana przez Prezydenta RP w dniu 20 stycznia 2010 roku; wejdzie w życie od 11 marca 2010 roku. Strona 15 z 124

16 Zagrożenia bezpieczeństwa osób. Zagrożenia wystąpieniem znacznych strat materialnych. W znowelizowanej ustawie określono także sytuacje, w następstwie których może wystąpić zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Są to w szczególności: Działania wynikające z wprowadzenia stanu nadzwyczajnego. Katastrofy naturalne albo bezpośrednie zagrożenia wystąpienia awarii technicznej w rozumieniu art. 3 ustawy z dnia 18 kwietnia 2002 r. o stanie klęski żywiołowej. Embarga, blokady, ograniczenia lub braku dostaw paliw lub energii elektrycznej z innego kraju na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, lub zakłóceń w funkcjonowaniu systemów elektroenergetycznych połączonych z krajowym systemem elektroenergetycznym. Strajki powszechne lub inne niepokoje społeczne Sytuacje obniżenia dostępnych rezerw zdolności wytwórczych poniżej niezbędnych wielkości, o których mowa w art. 9g., ust. 4., pkt 9., ustawy prawo energetyczne lub brak możliwości ich wykorzystania. W przypadku powstania zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego: Podejmuje we współpracy z użytkownikami systemu elektroenergetycznego, w tym z odbiorcami energii elektrycznej, wszelkie możliwe działania przy wykorzystaniu dostępnych środków mających na celu usunięcie tego zagrożenia i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. Może wprowadzić ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części, lecz nie dłużej niż na okres 72 godzin. Wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na dłuższy okres wprowadza Rada Ministrów w drodze rozporządzenia, na wniosek ministra właściwego do spraw gospodarki. Ww. wniosek minister sporządza z własnej inicjatywy lub na podstawie zgłoszenia operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego po wyczerpaniu, przez operatorów, we współpracy z zainteresowanymi podmiotami, wszystkich dostępnych środków służących zapewnieniu prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Szczegółowe zasady i tryb wprowadzania ograniczeń powinny zostać określone w stosownym rozporządzeniu Rady Ministrów. W sytuacji wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej odpowiednie służby OSP podejmują w szczególności następujące działania: Wydają odpowiednim służbom wytwórcy polecenia uruchomienia, odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej. Strona 16 z 124

17 Dokonują zakupów interwencyjnych mocy lub energii elektrycznej. Wydają właściwemu OSD polecenia uruchomienia, odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci jednostki wytwórczej przyłączonej do sieci dystrybucyjnej na obszarze jego działania, która nie jest jednostką wytwórczą centralnie dysponowaną. Wydają właściwemu OSD polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na obszarze jego działania lub przerwania zasilania niezbędnej liczby odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na tym obszarze. Wydają odbiorcom końcowym, przyłączonym bezpośrednio do sieci przesyłowej, polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej lub odłączenia od sieci urządzeń i instalacji należących do tych odbiorców, zgodnie z planem wprowadzania ograniczeń. Dokonują zmniejszenia wielkości zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej. Zgodnie ze znowelizowaną ustawą, operator systemu przesyłowego, który wprowadził ograniczenia, odpowiada za szkody powstałe u użytkowników systemu elektroenergetycznego, w tym odbiorców energii elektrycznej przyłączonych do sieci na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej objętym ograniczeniami, w wyniku zastosowania działań i środków w sytuacji wystąpienia niedoborów mocy i energii elektrycznej w systemie, chyba że szkoda powstała wskutek działania siły wyższej albo wyłącznie z winy poszkodowanego lub osoby trzeciej, za którą operator nie ponosi odpowiedzialności. Operator systemu przesyłowego ponosi odpowiedzialność z tytułu szkód w stosunku do odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym do wysokości zł. Całkowita odpowiedzialność operatora systemu przesyłowego z tytułu szkód, gdy przerwy lub ograniczenia dotyczyły następującej liczby użytkowników systemu, w tym odbiorców energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym: Do odbiorców nie może być wyższa niż zł. Od do odbiorców nie może być wyższa niż zł. Od do odbiorców nie może być wyższa niż zł. Od do odbiorców nie może być wyższa niż zł. Ponad odbiorców nie może być wyższa niż zł. Z powyższego wynika, że wprowadzone rozwiązania mające na celu zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w sytuacjach wystąpienia niedoborów mocy i energii elektrycznej w systemie mają charakter administracyjny. Ustawodawca krajowy nie wprowadził do ustawy obowiązkowego nakazu zastosowania mechanizmów zarządzania popytem w stosunku do odbiorców w sytuacjach wystąpienia niedoborów mocy. Nie zostały Strona 17 z 124

18 też wprowadzone takie rozwiązania ustawowe, które umożliwią dokonywania konsumentom wyboru w zakresie własnej konsumpcji, w odpowiedzi na bodźce rynkowe Przyłączenie do sieci i system taryfowania energii elektrycznej obowiązujący w Polsce Z punktu widzenia wdrożenia mechanizmów DSR na krajowym rynku energii elektrycznej największe znaczenie mają uwarunkowania związane z: Przyłączeniem do sieci z którym związane są wymagania dotyczące urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych, w tym w zakresie rejestracji pobieranej energii i transmisji danych w tym zakresie. Podstawą wdrożenia mechanizmów DSR jest możliwość rejestracji pobieranej przez odbiorców energii elektrycznej w określonych jednostkach czasu (co najmniej w odstępach godzinowych). Obecny system opomiarowania, oparty w dużej mierze na licznikach indukcyjnych nie daje wystarczających informacji zarówno dla samych odbiorców energii, jak i dla pozostałych uczestników rynku energii elektrycznej. Nie pozwala on zatem na pełne wykorzystanie wszystkich możliwości, jakie daje konkurencyjny rynek energii elektrycznej. Systemem taryfowania energii elektrycznej taryfy energii elektrycznej, dostarczające odbiorcom jasnych sygnałów cenowych, zachęcających do efektywnego wykorzystania energii oraz informacje zwrotne dotyczące zużycia energii w okresach rozliczeniowych, uzyskane za pomocą bilingów i inteligentnych mierników energii są odmianą mechanizmów DSR. Zaliczane są one do programów aktywnych, umożliwiających użytkownikom systemu podejmowanie lepszych decyzji dotyczących wykorzystania energii i zachęcających ich do jej efektywnego wykorzystania Przyłączenie do sieci elektroenergetycznej i wymagania z nim związane Grupy przyłączeniowe Podział odbiorców na grupy przyłączeniowe wprowadza rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 93, poz. 623 z dnia 29 maja 2007 r.). Zgodnie z nim podmioty przyłączone do sieci (lub ubiegające się o przyłączenie) dzieli się na grupy, zwane grupami przyłączeniowymi, zgodnie z następującymi kryteriami: Grupa I podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kv. Grupa II podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym 110 kv. Strona 18 z 124

19 Grupa III podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv, lecz niższym niż 110 kv. Grupa IV podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci, o napięciu znamionowym nie wyższym niż l k V oraz o mocy przyłączeniowej większej niż 40 kw lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 63 A. Grupa V podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci, o napięciu znamionowym nie wyższym niż l kv oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kw i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A. Grupa VI podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie, na zasadach określonych w umowie, zastąpione przyłączem docelowym lub podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok. Konsekwencją wprowadzenia ww. grup przyłączeniowych są podziały dotyczące: Wymagań dla układów pomiarowych. Grup taryfowych. Ze względu na uwarunkowania zachowań odbiorców oraz na efektywność zużycia przez nich energii elektrycznej większe znaczenie ma podział odbiorców ze względu na wymagania dla układów pomiarowych. Wymagania stawiane układom pomiarowym w procesie przyłączenia do sieci elektroenergetycznej są określone w warunkach przyłączenia do sieci i umowie o przyłączenie. Zmiana sposobu pomiaru energii wymaga zmiany warunków przyłączenia i zawarcia nowej umowy o przyłączenie 4, co jest znacznym ograniczeniem w sposobie zarządzania układami pomiarowymi. Wymagania dla układów pomiarowych Wymagania dla układów pomiarowych zostały wprowadzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 93, poz. 623 z dnia 29 maja 2007 r.). Rozwiązania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej podmiotów zaliczanych do I i II grupy przyłączeniowej uzależnia się od wielkości mocy 4 Zgodnie z 6., ust. 3. rozporządzenia MG z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego w przypadku zwiększenia, przez podmiot przyłączony do sieci, zapotrzebowania na moc przyłączeniową lub zmiany dotychczasowych warunków i parametrów technicznych pracy urządzeń, instalacji i sieci przyłączonego podmiotu należy złożyć wniosek o określenie warunków przyłączenia w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, do którego sieci ubiega się o przyłączenie. Strona 19 z 124

20 znamionowej przyłączanego urządzenia, instalacji lub sieci. Układy te dzieli się na 3 kategorie 5 : 1. Kategoria 1 (dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia 30 MVA i wyższej). 2. Kategoria 2 (dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia zawartej w przedziale od 1 MVA do 30 MVA). 3. Kategoria 3 (dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia mniejszej niż 1 MVA). Dla wszystkich ww. kategorii liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemami automatycznej rejestracji danych 6. Ww. wymagania zostały uszczegółowione w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, zgodnie z którą systemy automatycznej rejestracji danych powinny spełniać następujące funkcje 7 : Zapewniać automatyczne odczyty danych pomiarowych w okresach integracji od 15 do 60 minut. Umożliwiać rejestrację energii elektrycznej z podziałem na strefy doby i sezony. Zapewniać automatyczną weryfikację jakości danych pomiarowych. Zapewniać przechowywanie danych pomiarowych przez okres nie krótszy niż 45 dni, przy okresie integracji 60 minut. Umożliwiać półautomatyczny odczyt danych w przypadku awarii łączy transmisyjnych. Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz pomiarowo-kontrolnych dotyczące rejestracji i transmisji danych w zakresie przyłączenia do sieci urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich podmiotów zaliczanych do III, IV, V i VI grupy Załącznik do rozporządzenia MG z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego: pkt I. Wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych elektroenergetycznych, urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich podmiotów zaliczanych do I i II grupy przyłączeniowej, ppkt 5.3. IRiESP Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci, pkt II.B , II.B , II.B IRiESP Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci, pkt II.B Strona 20 z 124

21 przyłączeniowej zależą od mocy pobieranej przez odbiorców i ich rocznego zużycia energii elektrycznej. Wprowadzony został następujący podział odbiorców 8 : 1. Odbiorcy o mocy pobieranej nie mniejszej niż 30 MW lub rocznym zużyciu energii nie mniejszym niż 200 GWh. 2. Odbiorcy o mocy pobieranej nie mniejszej niż 5 MW i nie większej niż 30 MW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 30 GWh i nie większym niż 200GWh (wyłącznie). 3. Odbiorcy o mocy pobieranej nie mniejszej niż 800 kw i nie większej niż 5 MW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 4 GWh i nie większym niż 30 GWh (wyłącznie). 4. Odbiorcy o mocy pobieranej nie mniejszej niż 40 kw i nie większej niż 800 kw (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 MWh i nie większym niż 4 GWh (wyłącznie). Dla wyżej wymienionych grup odbiorców wymagania dla układów pomiaroworozliczeniowych oraz pomiarowo-kontrolnych dotyczące rejestracji i transmisji danych są następujące 9 : Układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez czas określony przez operatora systemu dystrybucyjnego, nie dłużej jednak niż dwa okresy rozliczeniowe; układy te powinny także automatycznie zamykać okres rozliczeniowy. Układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania źródłami zewnętrznymi. Układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać transmisję danych pomiarowych nie częściej niż 4 razy na dobę. Rozporządzenie wyróżnia jeszcze jedną grupę odbiorców odbiorców nie wymienionych w pkt 1-4. Dla tej grupy stawiane są następujące wymagania 10 : 8 9 Załącznik do rozporządzenia MG z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego: pkt II. Wymagania techniczne w zakresie przyłączenia do sieci urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich podmiotów zaliczanych do III, IV, V i VI grupy przyłączeniowej, ppkt 2. Załącznik do rozporządzenia MG z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego: pkt II. Wymagania techniczne w zakresie przyłączenia do sieci urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich podmiotów zaliczanych do III, IV, V i VI grupy przyłączeniowej, ppkt 2.1) ppkt 2.4). Strona 21 z 124