Etap II: Ogólny model rynku opomiarowania

Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych Opracowanie wykonane na zlecenie przedsiębiorstwa Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. (umowa nr: PSE Operator S.A.: BA/1075/SP/09; HP Polska Sp. z o.o.: HP/ES-APS/30/2009) Etap II: Ogólny model rynku opomiarowania Przygotowane przez: Zespół HP Hewlett-Packard Polska Sp. z o.o. Szturmowa 2A 02-678 Warszawa

Informacja o dokumencie Nazwa projektu: Opracowanie modelu rynku opomiarowania Przygotowany przez: Zespół HP Numer wersji dokumentu: Tytuł: Etap II: Ogólny Model Rynku Opomiarowania 3.0 Data wersji dokumentu: 25.03.2010 Sprawdzony przez: Jacek Jaworski, Filip Kenar Data przeglądu: 25.03.2010 Historia wersji Nr wersji Data wersji Sprawdzony przez 1.0 05.02.2010 Jacek Jaworski / Mariusz Kajka / Filip Kenar v1 0_uwagi_ KC_AR_ WL_2 25.02.2010 Wojciech Lubczyński 2.0 13.03.2010 Jacek Jaworski / Mariusz Kajka / Filip Kenar 2.0a_WL. doc 19.03.2010 Wojciech Lubczyński 3.0 25.03.2010 Jacek Jaworski / Mariusz Kajka / Filip Kenar Opis Pierwsza wersja dokumentu. Dokument został napisany pod redakcją Jacka Jaworskiego oraz Mariusza Kajki. W opracowaniu dokumentu po stronie HP udział wzięli (zawartość/treść dokumentu, dyskusje merytoryczne, udostępnienie oraz analiza materiałów źródłowych): Jacek Piotrowski, Mariusz Kajka, Jacek Jaworski, Jakub Lewandowski, Filip Kenar. Materiały źródłowe: David Womby, Marco Braga, Maurizio Pappalardo, Bill Zorn. Uwagi PSE Operator S.A. do dokumentu OMR002_05022010_v1.0.doc uwagi naniesione w pliku dokumentu Druga wersja dokumentu, uzupełniona i poprawiona w wyniku zgłoszonych uwag przez PSE Operator S.A. W opracowaniu drugiej wersji dokumentu po stronie HP udział wzięli: Jacek Piotrowski, Mariusz Kajka, Jacek Jaworski, Jakub Lewandowski, Filip Kenar, Gabriela Gic-Grusza. Uwagi PSE Operator S.A. do dokumentu OMR002_12032010_v2.0.doc uwagi naniesione w pliku dokumentu Trzecia wersja dokumentu, uzupełniona i poprawiona w wyniku zgłoszonych uwag przez PSE Operator S.A. W opracowaniu trzeciej wersji dokumentu po stronie HP udział wzięli: Jacek Jaworski i Mariusz Kajka. Nazwa pliku OMR002_05022 010_v1.0.doc OMR002_05022 010_v1 0_uwagi_KC_AR_ WL_2.doc OMR002_12032 010_v2.0.doc OMR002_12032 010_v2.0a_WL.d oc OMR003_25032 010_v3.0.doc Strona 2 z 122

Nr wersji Data wersji Sprawdzony przez 4.0 19.04.2010 Jacek Jaworski / Mariusz Kajka Opis Czwarta wersja dokumentu, uzupełniona i poprawiona w wyniku zgłoszonych uwag przez PSE Operator S.A. Uwzględnione uwagi przedstawicieli: URE i TOE. W opracowaniu czwartej wersji dokumentu po stronie HP udział wzięli: Jacek Jaworski i Mariusz Kajka. 5.0 23.04.2010 Jacek Jaworski Piąta wersja dokumentu, uzupełnienia i poprawki zgłoszone przez PSE Operator S.A. 6.0 29.04.2010 Jacek Jaworski / Mariusz Kajka Szósta wersja dokumentu wersja finalna Nazwa pliku OMR002_19042 010_v4.0.doc OMR002_23042 010_v5.0.doc OMR02_290420 10_v6.0.docx Strona 3 z 122

Spis treści Streszczenie...8 1 Wprowadzenie...11 2 Cele projektu... 15 2.1 Uszczegółowienie celów projektu...15 2.1.1 Bodźce...15 2.1.2 Strategiczne cele projektowe...16 2.1.3 Opis zagadnień w kontekście wytyczonych celów strategicznych...17 2.2 Cele Ogólnospołeczne: Cele projektu w ujęciu poszczególnych podmiotów rynku...21 2.2.1 Cele Klientów - odbiorców energii elektrycznej...21 2.2.2 Prognozowane cele Sprzedawców...22 2.2.3 Prognozowane cele Operatorów Systemu Dystrybucyjnego (OSD)...23 2.2.4 Cele Regulatora...23 2.2.5 Cele Operatora Systemu Przesyłowego...23 2.3 Uszczegółowienie i zestawienie celów projektu...24 2.4 Ustalenie hierarchii celów...32 2.5 Kryteria pomiaru realizacji celów...35 2.5.1 Miary i czas realizacji celów...35 3 Analiza zysków i strat grup interesu....37 3.1 Identyfikacja grup interesu...37 3.2 Analiza zysków i strat grup interesu...38 3.2.1 Przyjęte parametry przy analizie zysków i strat Interesariuszy...39 3.2.2 Korzyści odbiorców energii...41 3.2.3 Korzyści finansowe sprzedawcy...51 3.2.4 Korzyści finansowe OSP...58 3.2.5 Korzyści finansowe Operatorów Systemu Dystrybucyjnego (OSD)...60 3.2.6 Koszty infrastruktury AMM...68 3.2.7 Zestawienie korzyści oraz strat poszczególnych interesariuszy...70 3.2.8 Wzajemne oddziaływanie zysków i strat grup interesu....71 3.2.9 Zyski Regulatora...73 3.2.10 Zyski producentów związane z wytwarzaniem energii w zależności od wyróżnionych rodzajów generacji...74 3.2.11 Korzyści finansowe dostawców urządzeń oraz firm IT...74 3.3 Prognoza strategii postępowania podmiotów branży...75 3.4 Strategie uzyskiwania poparcia branży...79 3.5 Strategie uzyskiwania poparcia interesariuszy...80 4 Opracowanie łańcucha wartości dla modelu rynku pomiarów...82 4.1 Łańcuch wartości dla modelu rynku pomiarów...82 Strona 4 z 122

4.2 Określenie roli NOP...84 4.3 Ocena zmian w łańcuchu wartości dla nowego modelu rynku pomiarów...84 4.4 Ocena wpływu nowego modelu na wartość poszczególnych segmentów branży...86 4.5 Identyfikacja i oszacowanie korzyści poszczególnych segmentów branży...87 5 Zdefiniowanie ogólnego modelu rynku opomiarowania z uwzględnieniem roli NOP...88 5.1 Zdefiniowanie podstawowych procesów NOP...90 5.1.1 Procesy NOP...90 5.2 Zmiany ról poszczególnych podmiotów branży elektroenergetycznej...92 5.2.1 Zmiany w zakresie strumieni pieniężnych...94 5.2.2 Zmiany w zakresie ryzyka działalności...95 5.3 Ocena sposobu wdrożenia nowego modelu rynku opomiarowania...96 5.3.1 Zapewnienie źródeł finansowania inwestycji w inteligentne opomiarowanie i niezbędne systemy teleinformatyczne...96 5.3.2 Wpływ na bieżącą działalność operacyjną...97 5.3.3 Ramowy harmonogram wdrożeń inteligentnego opomiarowania...97 5.4 Ocena wykonalności...101 5.5 Ryzyka proponowanego modelu...101 6 Określenie uwarunkowań formalnych, organizacyjnych i prawnych dotyczących rynku opomiarowania... 103 6.1 Identyfikacja koniecznych zmian w zakresie obowiązującego prawa...103 6.1.1 Niezależny Operator Pomiarów...103 6.1.2 Finansowanie...105 6.1.3 Legalizacja liczników w prawie...106 6.1.4 Podsumowanie zmian prawnych...107 6.2 Identyfikacja koniecznych zmian w zakresie organizacji sektora...108 6.2.1 Niezależny Operator Pomiarów...108 6.2.2 Prosument...109 6.3 Identyfikacja koniecznych działań wspierających wdrożenie inteligentnego opomiarowania...110 6.3.1 Zadania związane z realizacją celów...110 6.3.2 Standaryzacja...112 7 Zestawienie propozycji kryteriów różnicujących warianty jako wytyczne dla etapu III Wariantowe modele rynku opomiarowania - WMR003... 114 8 Bibliografia... 119 Pojęcia i Skróty stosowane w dokumencie... 120 Strona 5 z 122

Spis rysunków Rys. 1 Krzywe dobowego zapotrzebowania na moc KSE latem i zimą... 18 Rys. 2 Szczytowe zapotrzebowanie na moc w KSE w latach 2007 2009 r.... 19 Rys. 3. Relacje pomiędzy obiektami... 24 Rys. 4 Mapa otoczenia... 37 Rys. 5 Prognoza cen energii elektrycznej zgodnie z prognozą Ministerstwa Gospodarki... 39 Rys. 6 Prognoza zużycia energii elektrycznej w gospodarstwach domowych zgodnie z prognozą Ministerstwa Gospodarki... 40 Rys. 7 Ilość klientów objętych przerwą... 46 Rys. 8 Narastający iloczyn czasu przerw i ilości odbiorców.... 47 Rys. 9 Dopasowanie portfela zakupów... 54 Rys.10Korzyści dla poszczególnych interesariuszy wynikające z wdrożenia Inteligentnego Opomiarowania 70 Rys. 11 Szacowane oszczędności wynikające z wdrożenia inteligentnego opomiarowania i wynikających z tego korzyści... 71 Rys. 12 Łańcuch wartości rynku opomiarowania - dziś... 82 Rys. 13 Łańcuch wartości rynku opomiarowania docelowy, kolorem pomarańczowym odznaczono podmioty, które w docelowym modelu rynku mogłyby płacić za usługi NOP... 83 Rys. 14 Korzyści poszczególnych segmentów branży... 87 Rys. 15 Ogólny model rynku opomiarowania, źródło: opracowanie własne... 88 Rys. 16 Fragment modelu rynku z prezentacją wybranych elementów infrastruktury AMI oraz IT... 89 Rys. 17 Procesy NOP... 91 Rys. 18 Zalecany strumień pieniężny... 94 Rys. 19 Mechanizm śledzący... 96 Rys. 20. Ramowy harmonogramu projektu wdrożenia inteligentnych liczników.... 98 Rys. 21 Gęstość zaludnienia w Polsce... 99 Rys. 22 Dom Prosumenta... 109 Rys. 23 Cele szczegółowe modelu z wymierzonymi korzyściami wspierające realizację celu nadrzędnego w Wariancie I... 115 Rys. 24 Cele szczegółowe modelu z wymierzonymi korzyściami wspierające realizację celu nadrzędnego w Wariancie II... 116 Rys. 25 Cele szczegółowe modelu z wymierzonymi korzyściami wspierające realizację celu nadrzędnego w Wariancie III... 118 Strona 6 z 122

Spis tabel Tabela 1 Zdefiniowane bodźce rynku opomiarowania... 16 Tabela 2 Cele projektu oraz bodźce biznesowe... 25 Tabela 3 Hierarchia Celów projektu Model Opomiarowania.... 32 Tabela 4. Cele projektu Model Rynku Opomiarowania nie mierzone kwotą korzyści... 33 Tabela 5 Rola NOP, jako podmiotu wspierającego osiągnięcie zakładanych celów wdrożenia nowego modelu rynku opomiarowania... 34 Tabela 6 Cele projektu oraz miary i czas ich realizacji... 35 Tabela 7 Narastająca liczba zainstalowanych inteligentnych liczników i wymian legalizacyjnych dla liczników z grup taryfowych C1, C2, G.... 40 Tabela 8 Bonifikaty za przerwy w dostawie energii elektrycznej... 43 Tabela 9 Wartość indeksu SAIDI (w minutach) raportowana przez OSD (dane z roku 2008)... 44 Tabela 10 Wpływ zmian taryfy na wydatki na energię elektryczną... 56 Tabela 11 Ograniczenie zużycia energii -taryfy CPP-F Kalifornia 2003-2004;... 57 Tabela 12 Zestawienie kosztów wdrożenia w przeliczeniu na licznik,... 69 Tabela 13 Korzyści i Straty poszczególnych interesariuszy wynikające z wprowadzenia Inteligentnego Opomiarowania... 73 Tabela 14 Pozycjonowanie podmiotów branży w aspekcie pozyskiwania poparcia... 79 Tabela 15 Powierzchnia i ludność w miastach oraz liczba miast powyżej 20 tys. mieszkańców... 100 Tabela 16 Ilość zainstalowanych liczników w kolejnych latach,... 100 Tabela 17 Zadania związane z realizacją celów projektu... 111 Strona 7 z 122

Streszczenie Produkt etapu II projektu Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych opisuje nowy kształt rynku opomiarowania w Polsce, wyłoniony po dyskusji opartej o analizę zarówno stanu prawnego w Polsce i w Europie, jak i rozwiązań stosowanych w innych krajach. Wdrożenie inteligentnego opomiarowania powinno wspierać realizację celów operacyjnych i strategicznych poszczególnych interesariuszy. Do najważniejszych, ze względu na zyski możliwe do osiągnięcia w skali kraju, zaliczono: wyzwolenie zachowań na rzecz efektywnego wykorzystania energii, wprowadzenie mechanizmów zarządzania popytem, redukcję strat handlowych i technicznych w sieciach dystrybucyjnych, oszczędności związane z odczytami liczników, poprawę jakości prognozowania popytu, ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na moc. Wszystkie zdefiniowane cele zestawione są z bodźcami, które stanowią uzasadnienie dla realizacji projektu wdrożenia inteligentnego opomiarowania. Opracowana hierarchia celów pozwoli w toku dalszych prac zaproponować szczegółowe podejście do implementacji systemów AMM (Automated Meter Management). Równie istotne dla oceny stanu zaawansowania i skutków wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania jest zdefiniowanie miar stopnia realizacji każdego z celów wraz z propozycją harmonogramu, w którym pierwsze możliwości monitorowania realizacji celów pojawiają się odpowiednio po 31 grudnia 2012 r. (ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na moc, zwiększenie konkurencyjności rynku, zapewnienie odbiorcom informacji o bieżącym zużyciu energii, utworzenie centralnego repozytorium danych pomiarowych), 31 grudnia 2013 r. (wprowadzenie mechanizmu elastyczności cenowej popytu ograniczenie podwyżek cen energii, zwiększenie rezerwy mocy w szczytach zapotrzebowania dobowego) i 31 grudnia 2015 r. (obniżenie kosztów bilansowania poprzez wprowadzenie mechanizmów DSR, zwiększenie efektywności wykorzystania sieci przesyłowej i dystrybucyjnej). W opracowaniu modelu rynku opomiarowania przeprowadzono (w rozdziale 3) analizę korzyści głównych grup interesu (interesariuszy bezpośrednio odnoszących korzyść z wdrożenia systemów AMM). Dla czterech, najbardziej istotnych interesariuszy (odbiorcy końcowi, sprzedawcy, OSD i OSP), przeprowadzono szczegółową analizę korzyści z predykcją wyników finansowych w perspektywie do roku 2026. W modelu finansowym uwzględniono również konieczne, szacunkowe nakłady inwestycyjne. Z racji na bardzo szybki rozwój technologii skutkujący obniżaniem ich ceny zaprezentowany model kosztów projektów należy traktować jako dość konserwatywny. Podobnie należy traktować ocenę korzyści ze względu na prognozowane zmiany (wzrost) cen energii oraz usług dystrybucyjnych. Przeprowadzone prace wskazują z jednej strony na bardzo duży potencjał korzyści uzyskiwanych przez wszystkich głównych interesariuszy (od 2 562 mln PLN w przypadku OSP, przez 3 005 mln w przypadku sprzedawcy, aż do 5 041 mln PLN w przypadku OSD). Istotne, ze względów ogólnospołecznych, jest wskazanie dużego potencjału korzyści dla klienta końcowego (ponad 3 501 mln PLN). Co prawda stanowią one częściowo dodatkowy koszt innych interesariuszy (szczególnie OSD), ale według dzisiejszego stanu prawnego klienci końcowi mają do nich prawo (bonifikaty) i tylko brak możliwości technicznych oraz sposób dochodzenia tych praw powodują niemożność uzyskania wskazanych korzyści. Należy w tym momencie zwrócić uwagę na fakt, że jeżeli przyjąć, że bonifikata za niedotrzymanie jakości energii stanowi rekompensatę dla odbiorcy za koszty ponoszone przez niego, a spowodowane obniżeniem jakości energii - to docelowa eliminacja / istotne ograniczenie tego problemu spowoduje, iż odbiorcy odniosą zysk ( eliminacja kosztów pierwotnych ) a OSD Strona 8 z 122

nie poniosą dodatkowych kosztów wypłaty bonifikat. W opracowaniu wskazane są sugestie powiązania działań minimalizujących kumulację kosztów wprowadzania systemu inteligentnego opomiarowania dla OSD. Począwszy od rozdziału 4 opracowanie opisuje nowy model rynku opomiarowania. Po rozważeniu trzech różnych wariantów przyjęto model, w którym fizyczny pomiar pozostaje w gestii Operatora Systemu Dystrybucyjnego realizującego usługę dostarczania energii, a dana uzyskana w wyniku przeprowadzenia pomiaru staje się wartością dystrybuowaną do innych podmiotów rynku energii poprzez Niezależnego Operatora Pomiarów nowy, centralny podmiot przyszłego rynku energii, odpowiedzialny za realizację standardów zarówno jakościowych, jak i funkcjonalnych wymiany danych (terminowość i wiarygodność danych oraz ich właściwy, ustalony zakres dla każdego z odbiorców). Taki model niesie szereg wartości, z których najważniejsze to łatwy i gwarantowany, niedyskryminujący dostęp do danych pomiarowych w ustalonym zakresie i jakości, poprzez jeden kanał komunikacji dla wszystkich podmiotów rynku. Otwiera to szeroko drzwi do zwiększenia poziomu konkurencyjności rynku energii, poprzez ułatwienie startu nowym sprzedawcom (brak utrudnień w dostępie do danych, znany poziom jakości danych). Zaproponowany model ułatwia również koordynację przesyłania impulsów cenowych do klientów i monitorowanie ich reakcji. Poprawia bezpieczeństwo KSE, tworzy warunki do aktywnego uczestniczenia klientów w rynku energii. Nowy model rynku opomiarowania niesie za sobą również przebudowę przepływów zarówno informacji (wartości, jaką niesie pomiar), jak i strumieni pieniężnych. Opłaty ponoszone przez podmioty na rynku byłyby ceną za ułatwienie dostępu do danych i za gwarancję ich jakości, a więc zjawiska, które pomagają budować sprzedawcom pozycję konkurencyjną. Szczegółowy opis budowy łańcucha wartości informacji i przepływów finansowych będzie przedmiotem kolejnego etapu projektu. Nowy, proponowany w opracowaniu, model rynku opomiarowania zmienia również role i powiązania pomiędzy podmiotami rynku energii. Najważniejsze z tych zmian to wprowadzenie Niezależnego Operatora Pomiarów, jako strażnika standardów wymiany informacji odczytowych i sygnałów przekazywanych od i do odbiorcy. Gwarantuje to pełną transparentność i równoprawność wszystkich sprzedawców w dostępie do danych niezależnie od powiązań kapitałowych występującymi pomiędzy podmiotami rynku energii (w szczególności powiązań kapitałowych pomiędzy OSD i sprzedawcą w ramach dużych grup kapitałowych). Stwarza to techniczną możliwość wzrostu konkurencyjności rynku (dzięki ułatwieniu procesu zmiany sprzedawcy oraz ułatwieniu startu nowym sprzedawcom). Ważnym wnioskiem jest stwierdzenie, że nowy model rynku opomiarowania, w bardzo niewielkim stopniu, zmienia czy ogranicza działania dotychczas istniejących podmiotów rynku energii. Zmiany polegają raczej na uproszczeniu operacji, oraz na konieczności integracji informacji z mniejszą liczbą podmiotów, z którymi konieczna jest komunikacja. Dzięki nowym narzędziom pojawią się możliwości uproszczenia procesów biznesowych (windykacji, obsługi liczników, prognozowania, itp.), a co się z tym wiąże ograniczenie ryzyk. Zaistnienie nowego modelu rynku opomiarowania wymaga dokonania niżej przedstawionych zmian w istniejącym stanie rynku energii (opis w rozdziale 6). W obszarze zmian prawnych, wymagających działań ustawodawcy: Utworzenie Niezależnego Operatora Pomiarów (NOP) i określenia jego kompetencji i obowiązków (w szczególności zmiana upe i Rozporządzenia systemowego), Zmiany zapewniające OSD zwrot z inwestycji w infrastrukturę AMI i możliwość uzyskania finansowania. Określenie przepływów pieniężnych za odczyty (zmiany w zakresie upe i rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. Nr 128, poz. 895 i Nr 207, poz. 1498 z późn. zm.), Strona 9 z 122

Wydłużenie okresu legalizacji dotychczasowych liczników (na okres przejściowy) oraz wprowadzenie legalizacji statystycznej liczników. Określenie minimalnych wymagań funkcjonalnych dla liczników elektronicznych -zmiana rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 7 stycznia 2008 r. w sprawie wymagań, którym powinny odpowiadać liczniki energii elektrycznej czynnej prądu przemiennego, oraz szczegółowego zakresu sprawdzeń wykonywanych podczas prawnej kontroli metrologicznej tych przyrządów pomiarowych (Dz. U. z dnia 23 stycznia 2008 r.) oraz rozporządzenia systemowego. Zmiana rozporządzenia systemowego w zakresie określenia standardów wymiany informacji. W obszarze organizacji sektora: Utworzenie NOP jako spółki prawa handlowego, Stworzenie warunków funkcjonowania prosumenta (jako aktywnego konsumenta, wytwarzającego energię elektryczną w mikrogeneracji). W obszarze technicznym konieczne jest wprowadzenie standardów (w powiązaniu ze standardami europejskimi) w obszarach: Minimalnej funkcjonalności liczników i ich interfejsów, Wymiany informacji pomiarowych pomiędzy podmiotami rynku. Końcowym elementem opracowania jest zdefiniowanie kryteriów, według których można zróżnicować szczegółowe modele wdrażania nowego modelu rynku opomiarowania. Wyróżniono trzy cele główne: Wzrost efektywności energetycznej i konkurencyjności rynku energii, Umożliwienie realizacji programów DSR, Skrócenie okresu zwrotu z inwestycji poprzez wprowadzenie nowych usług w oparciu o wdrażaną infrastrukturę inteligentnego opomiarowania. W każdym z tych wariantów zmianie ulegać będą przyjęte parametry modelu: Możliwości świadczenia usług dodatkowych przez NOP i OSD: o NOP i OSD jako podmiot regulowany, o NOP i OSD jako podmiot hybrydowy (prowadzący zarówno działalność regulowaną, jak i wolnorynkową np. w zakresie oferowania możliwości udostępniania infrastruktury odczytowej dla innej branży np.: ciepło, woda, gaz, bądź innych usług, np. zabezpieczenia mienia, opieki zdrowotnej, kontroli pracy urządzeń), o Firma trzecia zajmująca się optymalizacją działania sieci domowej (HAN). Przepływy finansowe pomiędzy uczestnikami rynku, Cechy harmonogramu: o Skrócenie, wydłużenie czasu wdrożenia, Przyjęcie priorytetu wdrażania inteligentnego opomiarowania Finansowanie inwestycji: o Wsparcie inwestycji w ramach programów realizowanych w zakresie oszczędności energii przy zastosowaniu kredytów preferencyjnych oraz dotacji ze środków krajowych i europejskich. Strona 10 z 122

1 Wprowadzenie Poziom konsumpcji energii elektrycznej rośnie z roku na rok, przy czym w ostatnich latach wzrost ten obserwowany jest przede wszystkim w gospodarstwach domowych. W trendzie tym niepokojące jest rosnące skażenie środowiska naturalnego w Polsce głównym surowcem do produkcji energii elektrycznej jest węgiel, w związku z czym obserwuje się wzrost emisji gazów cieplarnianych, w tym zwłaszcza CO 2. Działania nakierowane na wzrost efektywności energetycznej stają się coraz bardziej istotne, czego wyrazem są regulacje zobowiązujące do ich podejmowania. Główną z tych regulacji jest pakiet klimatyczno-energetyczny Unii Europejskiej nazywany również pakietem 3x20 (redukcja o 20% emisji CO 2 w roku 2020 w stosunku do 1990 r., wzrost zużycia energii ze źródeł odnawialnych w UE do 20% w 2020 r., zwiększenie efektywności energetycznej w roku 2020 o 20%). Jednym z kluczowych działań podejmowanych na świecie w zakresie wzrostu efektywności energetycznej jest wdrażanie systemów inteligentnego opomiarowania, które umożliwiają podejmowanie działań proefektywnościowych. Główne cele projektu Budowa systemu zarządzania popytem na rynku energetycznym, w ramach którego realizowany jest podprojekt Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych, to przede wszystkim ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na moc i wynikająca stąd poprawa bezpieczeństwa pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), a ponadto: rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej, zapewnienie odbiorcom informacji o bieżącym zużyciu energii elektrycznej i innych mediów, ograniczenie podwyżek cen energii elektrycznej. Z punktu widzenia OSP realizacja projektu przyczyni się do: obniżenia kosztów bilansowania poprzez mechanizmy reakcji strony popytowej na impulsy cenowe (Demand Side Response DSR), zwiększenia bezpieczeństwa pracy KSE poprzez możliwość ograniczenia poboru mocy bez konieczności całkowitego odłączenia odbiorcy (Demand Side Management DSM), zwiększenia efektywności wykorzystania infrastruktury przesyłowej poprzez poprawę dynamiki przepływów w sieci. Niniejszy dokument jest realizacją drugiego z pięciu etapów projektu Zbudowanie i uzgodnienie modelu opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych : Etap 1 Analiza, Etap 2 Ogólny model rynku opomiarowania, Etap 3 Wariantowe modelu rynku opomiarowania, Etap 4 Wybrany model, Etap 5 Rozszerzenie zakresu. W wyniku prac w ramach etapu pierwszego wykonano analizę uwarunkowań prawnych polskich oraz prawa europejskiego, dokonano analizy szeregu rynków energetycznych funkcjonujących na świecie oraz dokonano przeglądu projektów zarówno zagranicznych jak i Polskich. Opracowując Model Rynku Opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem starano się o jak najszersze spojrzenie, szczególnie pod kątem znalezienia podmiotów zainteresowanych nowym modelem rynku opomiarowania. Jest to zgodne z przesłaniem Dyrektywy Strona 11 z 122

Unijnej 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych, jak również Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, która stanowi, że wdrożenie inteligentnych liczników ma być ekonomicznie uzasadnione. Znalezienie szerokiej grupy Interesariuszy pozwala na rozłożenie kosztów inwestycji zgodnie z korzyściami, jakie mogą osiągać. Po przeprowadzeniu analizy, kluczowymi interesariuszami projektu będą: Klienci końcowi (odbiorcy) w tym Budżet Państwa, Sprzedawcy energii elektrycznej (sprzedawcy), Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD), Operator Systemu Przesyłowego (OSP), Regulator. Wskazani powyżej interesariusze będą czerpać korzyści finansowe z wdrożenia inteligentnego opomiarowania wspartego zaistnieniem nowego modelu rynku opomiarowania. W rozdziale Analiza zysków i strat grup interesu oszacowano korzyści zyski i koszty poszczególnych grup interesu możliwe do osiągnięcia dzięki wdrożeniu inteligentnego opomiarowania wraz z utworzeniem rynku opomiarowania. Analizując poszczególne korzyści przyjęto założenia, że pewne zmiany w prawodawstwie będą musiały mieć miejsce. Dodatkowo za celowe przyjęto określenie korzyści możliwej do osiągnięcia w przyszłości w kontekście przyszłych, zasadnych i planowanych zmian w regulacji rynku energetycznego. Po przeprowadzonej analizie stwierdzono, że po stronie klienta końcowego pojawiają się korzyści, które z jednej strony wynikają z możliwości bieżącej kontroli zużycia i podejmowania działań proefektywnościowych, z drugiej strony umożliwiają rozliczania bonifikat za przerwy w dostawie energii oraz za zaniżone parametry jakościowe energii elektrycznej (a przy odpowiedniej zmianie legislacji automatycznego rozliczania tych bonifikat). Nie bez znaczenia jest również znacznie większa możliwość zmiany sprzedawcy w wyniku otrzymania korzystniejszej oferty (cenowej, szerszego zakresu usług). Sprzedawca może jednocześnie przygotować lepszą ofertę, gdyż będzie miał dokładną informację na temat profili zużycia energii przez klienta, co przekłada się na wzrost dokładności prognozowania i niższe ryzyko operacyjne, a także mniejsze koszty ponoszone na rynku bilansującym. Prowadzi to również do budowania nowych cenników opartych na rzeczywistym profilu zużycia danego klienta. Inteligentne opomiarowanie pozwoli na dwukierunkową komunikację z odbiorcą, co między innymi umożliwi przesunięcie zużycia energii elektrycznej przez klienta z okresu obowiązywania wyższej ceny energii (bądź usługi przesyłowej) do okresu o niższej cenie. Z kolei korzystanie z inteligentnego opomiarowania przez OSD zredukuje koszty operacyjne oraz pozwoli na lepsze zarządzanie budżetem inwestycyjnym i eksploatacyjnym. Trzeba jednak zaznaczyć, że OSD samodzielnie nie udźwignie kosztów inwestycyjnych. Pozostali Interesariusze muszą włączyć się w ten proces. Korzyści z wdrożenia inteligentnego opomiarowania odniesie też OSP, z uwagi na możliwość wdrażania programów DSM (Demand Side Management zarządzanie popytem), DSR (Demand Side Response reakcja strony popytowej), co docelowo przyczyni się do ograniczenia ryzyka awarii systemu przesyłowego (tzw. blackout) oraz zmniejszenia inwestycji koniecznych do zaspokojenia szczytowego zapotrzebowania na moc. Wdrożenie inteligentnego opomiarowania można powiązać z wiodącą rolą sektora publicznego we wdrażaniu inicjatyw związanych z efektywnym wykorzystaniem energii elektrycznej. Z jednej strony władze lokalne mogą uzyskać dostęp do informacji niezbędnych do przygotowania planu energetycznego gminy, z drugiej strony za przykładem takich gmin jak Częstochowa, mogą stać się aktywnym klientem dążącym do obniżenia własnych kosztów energii (w tym podmiotów zależnych). Wdrożenie inteligentnego opomiarowania powinno przyczynić się do rozwoju mikrogeneracji energii elektrycznej. Będzie to możliwe dzięki wykorzystaniu stworzonej infrastruktury AMI, a zatem obniżeniu kosztów inwestycji i tym samym zmniejszeniu bariery wejścia na rynek dla prosumenta. Budowa infrastruktury NOP Strona 12 z 122

obniży barierę wejścia dla nowych podmiotów zainteresowanych sprzedażą energii dzięki standaryzacji i ograniczeniu do jednego liczby kanałów komunikacji z innymi podmiotami rynku w szczególności OSD. Dodatkową zaletą funkcjonowania NOP będzie pełne i bezdyskusyjne zrównanie wszystkich sprzedawców w dostępie do danych o konsumpcji energii przez klientów, zbieranych przez OSD w określonym zakresie. Stworzenie NOP może też przyczynić się do rozwoju rynku samochodów elektrycznych, poprzez możliwość tworzenia m.in. programów flotowych. Tego typu programy mogą pozwolić na uwzględnianie kosztów związanych z doładowaniem samochodu w comiesięcznej fakturze otrzymywanej od sprzedawcy energii elektrycznej. Z perspektywy Regulatora wdrożenie systemu inteligentnego opomiarowania przyczyni się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego kraju, zwiększenia poziomu konkurencyjności rynku - dzięki ułatwieniu tworzenia atrakcyjnych ofert i zmiany sprzedawcy oraz zagwarantowania odbiorcom końcowym niezawodności dostaw. Ponadto Regulator będzie miał możliwość weryfikacji czy inwestycje wykonywane przez OSD i OSP przyczyniają się do poprawy jakości i niezawodności działania sieci energetycznej (jakości dostaw energii). Optymalizacja działania operatorów (zarówno OSD jak i OSP) powinna się również przyczynić do obniżenia ceny za usługi dystrybucyjne i przesyłowe. W dokumencie przedstawiono również strategie, wg których mogą postępować interesariusze oraz propozycje strategii działań wszystkich zainteresowanych w celu pozyskiwania poparcia dla wypracowanego modelu rynku opomiarowania. Kluczową wydaje się być strategia uzyskania poparcia społecznego oparta na założeniu, że na rynku, gdzie zarówno energia drożeje, jak i zwiększa się jej konsumpcja, niezbędne jest przekazanie klientowi narzędzia w postaci inteligentnego licznika, pozwalającego na bieżącą kontrolę zużycia coraz droższej energii elektrycznej. Z kolei strategia pozyskania poparcia branży wskazuje na konieczność podziału kosztów inwestycji w inteligentne opomiarowanie między Interesariuszy i zagwarantowanie opłacalności tej inwestycji. W opracowaniu zdefiniowano łańcuch wartości rynku opomiarowania, określając jaką rolę ma pełnić NOP oraz jakie zmiany to przyniesie w stosunku do obecnego modelu rynku. Dokonano analizy jaki wpływ na możliwość osiągnięcia korzyści przez poszczególnych interesariuszy z faktu instalacji inteligentnego opomiarowania ma potencjalny model rynku opomiarowania. Starano się określić jakie dodatkowe korzyści wynikające z faktu wdrożenia inteligentnego opomiarowania mogą powstać dzięki wypracowaniu i wdrożeniu modelu rynku opomiarowania oraz NOP. Przyjęto założenie, że NOP powinien być regulowanym podmiotem rynku, który będzie centrum wymiany danych pomiędzy podmiotami rynku energii w zakresie danych pomiarowych. Łańcuch wartości dla nowego modelu będzie charakteryzował się lepszym zespoleniem ogniw, zwłaszcza poprzez ogniwo NOP, pełniącego rolę integratora rynku. Głównym realizowanym przez NOP procesem będzie zbieranie danych pomiarowych od OSD (zarówno z obecnie używanych układów pomiarowych jak i z instalowanych sukcesywnie systemów AMM). Wartością dodaną, wniesioną przez NOP będzie gwarancja utrzymania poziomu usług, jeden kanał i standard komunikacji oraz odseparowanie sprzedawców od OSD. Określono rolę NOP, jako podmiotu skoncentrowanego wokół pozyskiwania i przetwarzania danych pomiarowych (wszystkich grup taryfowych: A,B,C1,C2,G oraz danych ze stacji SN/nN i pozostałych uzgodnionych węzłów sieci), pozyskanych od OSD i od OSP i przekazywanie do zainteresowanych i umocowanych prawem lub kontraktami podmiotów na rynku (przekazywanie danych do ARE, URE, MG, do podmiotów umocowanych umowami z klientem końcowym, oraz umowami operatorskimi). Nowy model rynku opomiarowania, wynikający z wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania, skutkować będzie w nowym podejściu do samych danych pomiarowych, widzianych jako towar. Tym samym nastąpi zmiana w przepływie strumienia pieniędzy. Za przekazanie odczytu do Sprzedawcy NOP będzie pobierał opłatę, ten z kolei będzie płacić OSD. Strona 13 z 122

Wstępnie proponowany model zakłada ponoszenie kosztów wymiany liczników przez OSD. Polityka taryfikacji kosztów powinna uwzględniać długą perspektywę czasową projektu (10 lat) i zabezpieczać uwzględnienie tych kosztów w taryfach na kolejne lata, tak by umożliwić uzyskanie źródeł finansowania projektu w ramach OSD. Proponowany ramowy harmonogram wdrażania inteligentnego opomiarowania zakłada w pierwszym etapie zbudowanie odpowiedniego rozwiązania i bazy odczytów po stronie NOP (przygotowanie do zafunkcjonowania rynku), pozwalającego na gromadzenie dzisiaj dostępnych danych odczytowych, a następnie opomiarowania stacji SN/nN w wybranych obszarach. Opomiarowanie stacji SN/nN powinno być sprawdzone w pierwszej kolejności na etapie pilotażowym, tak by można ocenić wykonalność zadania w skali ogólnopolskiego roll-outu (wdrożenia na szeroką skalę). Kolejnym zadaniem powinno być wdrożenie systemu AMM dla odbiorców z grupy taryfowej C2 z uwagi na wielkość ich zużycia. Działania dla grup taryfowych C1 i G powinny być prowadzone równolegle. Docelowo rynek opomiarowania wraz z NOP powinien obejmować wszystkie grupy taryfowe. Wybór harmonogramu implementacji powinien uwzględniać wielowymiarową funkcję celów, jeżeli np. jednym z nich będzie ograniczenie nielegalnego poboru i/lub unikania odcięcia całych wsi z powodów windykacyjnych to w określonej skali priorytetowe może się stać uzbrojenie wybranych rejonów wiejskich. Z punktu widzenia osiągania celów projektu kluczowe wydaje się skupienie w pierwszej kolejności na obszarach o dużej gęstości zaludnienia, co omówione zostało w rozdziale 5.3.3. Głównymi ryzykami, jakie zdefiniowano dla projektu są: Brak uzyskania zgody między podmiotami rynku w kwestii ich partycypacji w kosztach wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania, Brak poparcia dla projektu ze strony OSD, w związku z koniecznymi nakładami inwestycyjnymi, Przedłużające się procesy legislacyjne. Konieczne zmiany w zakresie obowiązujących przepisów prawnych dotyczą: Powołania NOP (sugerowane zmiany w Prawie Energetycznym), Zmiany w rozporządzeniu taryfowym zapewniające bezpieczeństwo i gwarancje finansowania wieloletniej inwestycji OSD w infrastrukturę AMI oraz przepływy pieniężne za odczyty, Wydłużenia okresu legalizacji dotychczasowych liczników, Uregulowania stanu prawnego własności liczników w grupach taryfowych A i B, Wprowadzenie standardów wymagań funkcjonalnych inteligentnego opomiarowania, w tym liczników, Wprowadzenia standardów wymiany informacji (w tym pomiarowych) pomiędzy uczestnikami rynku energii, Wprowadzenie legalizacji statystycznej dla liczników elektronicznych. Implementacja inteligentnych liczników, wdrożenie nowego rynku opomiarowania, wymaga stymulacji ze strony zmian prawnych. Istnieje ryzyko, że bez stymulacji może nie dać się osiągnąć celów stawianych wdrożeniom nowych typów liczników oraz zmniejszy się możliwość osiągnięcia korzyści poszczególnych interesariuszy. Dalszymi etapami prac jest uszczegółowienie wariantów rynku, a po dokonaniu wielokryterialnej oceny wybranie jednego z nich do dalszych analiz i opracowania na dalszych etapach prac. Ostatnim etapem projektu jest wypracowanie koncepcji rozszerzenia wybudowanego modelu rynku opomiarowania o dodatkowe, inne media. Strona 14 z 122

2 Cele projektu 2.1 Uszczegółowienie celów projektu 2.1.1 Bodźce Sytuacja na rynku energii elektrycznej w Polsce została opisana w dokumencie, będącym efektem realizacji prac I etapu projektu - dokument analizy, o sygnaturze ANA001. W dokumencie tym zostały również sprecyzowane i opisane uwarunkowania prawne oraz planowane zmiany legislacyjne, które stanowią podstawowe źródło bodźców dla celów projektu. Należy wyróżnić podstawowe źródła bodźców, dla wyznaczonych celów strategicznych: 1. Polityka Energetyczna, 2. Regulacje prawne Unii Europejskiej (Dyrektywy Unijne oraz Polityki), 3. Potencjalne i planowane zmiany w zakresie prawa europejskiego, 4. Potencjalne i planowane zmiany w zakresie prawa w Polsce, 5. Pakiet klimatyczny 20/20/20, 6. Bodźce technologiczne, takie jak np. rozwój samochodów elektrycznych i odmiejscowienie użytkowania energii, odejście od prymatu skali w wytwarzaniu energii. Rynek energii elektrycznej poddawany jest licznym działaniom, mającym wpływ na zmianę jego obrazu w przyszłości. Główne kierunki tych zmian zdefiniowano w Polityce Energetycznej Kraju. Na podstawie analizy aktów prawnych, dyrektyw europejskich oraz polityk definiujących docelowe działania w obszarze energetyki na przestrzeni kolejnych lat, wyspecyfikowano bodźce, mające istotny wpływ na rynek opomiarowania (Tabela 1) oraz zbieżne z celami projektu. Strona 15 z 122

Tabela 1 Zdefiniowane bodźce rynku opomiarowania B_PE_01 Zmniejszenie wskaźnika strat sieciowych w przesyle i dystrybucji. B_PE_02 Wzrost efektywności wykorzystania energii. B_PE_03 Zwiększenie stosunku rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną do maksymalnego zapotrzebowania na moc w szczycie obciążenia, prowadzące do zmniejszenia całkowitych kosztów zaspokojenia popytu na energię elektryczną. B_PE_04 Stymulowanie rozwoju kogeneracji (w tym kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW) poprzez wdrożenie mechanizmów wsparcia, oraz odpowiednią politykę gmin i władz samorządowych. B_PE_05 Wsparcie inwestycji w zakresie oszczędności energii poprzez kredyty preferencyjne oraz dotacje ze środków krajowych i europejskich, w tym w ramach ustawy o wspieraniu termomodernizacji i remontów, Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko, Regionalnych Programów Operacyjnych, jak również środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. B_PE_06 Zastosowanie technik zarządzania popytem (Demand Side Managment), tj. stymulowanie popytu poprzez m.in. zróżnicowanie dobowe stawek opłat dystrybucyjnych oraz cen energii elektrycznej w oparciu o ceny referencyjne, będące wynikiem wprowadzenia rynku dnia bieżącego oraz przekazywanie sygnałów cenowych odbiorcom za pomocą zdalnej dwustronnej komunikacji z inteligentnymi licznikami. B_PE_07 Kampanie informacyjne i edukacyjne, promujące racjonalne wykorzystanie energii. B_PE_08 Płynący z dyrektywy unijnej nakaz osiągnięcia do 2016 roku redukcji zużycia energii o 9% w stosunku do średniego zużycia energii finalnej z lat 2001 2005 (tj. o 53 452 GWh). B_PE_09 Ułatwienie zmiany sprzedawcy energii, m.in. poprzez wprowadzenie ogólnopolskich standardów dotyczących cech technicznych, instalowania i odczytu inteligentnych liczników energii elektrycznej. B_PE_10 Ograniczanie regulacji tam, gdzie funkcjonuje i rozwija się rynek konkurencyjny. 2.1.2 Strategiczne cele projektowe Realizacja podprojektu Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych jest elementem projektu strategicznego Budowa systemu zarządzania popytem na rynku energetycznym. Projekt ten jest zorientowany na osiągnięcie poniżej określonych celów strategicznych. W perspektywie ogólnospołecznej (perspektywa odbiorcy energii): Ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na moc i zapewnienie zbilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, w szczególności w sytuacji wystąpienia ograniczeń generacji spowodowanych limitami emisji, zwłaszcza po roku 2016. Rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej, dzięki wprowadzeniu rozliczeń według rzeczywistego profilu zużycia (time of use), umożliwieniu konkurowania ceną w poszczególnych godzinach doby oraz uproszczeniu procedury zmiany sprzedawcy. Strona 16 z 122

Zapewnienie odbiorcom informacji o bieżącym zużyciu energii i innych mediów, w celu zwiększenia świadomości dotyczącej zużycia i poprawy efektywności ich wykorzystania. Ograniczenie podwyżek cen energii elektrycznej dla odbiorcy końcowego dzięki wdrożeniu nowych mechanizmów konkurencyjnych na rynku energii elektrycznej, które ujawnią elastyczność cenową popytu. Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych. W perspektywie OSP: Poprawa bezpieczeństwa pracy KSE poprzez zwiększenie rezerwy mocy w szczytach zapotrzebowania dobowego. Obniżenie kosztów bilansowania systemu elektroenergetycznego w wyniku ograniczenia siły rynkowej wytwarzania i wprowadzenia mechanizmów DSR, polegających na podporządkowaniu się odbiorców zdalnej redukcji zużycia, spowodowanej przez operatora sieci w oparciu o uprzednio zdefiniowane warunki i procedury. Zwiększenie efektywności wykorzystania infrastruktury przesyłowej, poprzez poprawę dynamiki przepływów w sieci. Model Rynku Opomiarowania zawarty w kolejnych rozdziałach opracowania uwzględnia wymienione cele. 2.1.3 Opis zagadnień w kontekście wytyczonych celów strategicznych 2.1.3.1 Krzywa zapotrzebowania na moc Krzywa zapotrzebowania na moc obrazuje obciążenie systemu elektroenergetycznego, czyli ilość energii pobieranej z systemu elektroenergetycznego w jednostce czasu. Wartości obciążenia ulegają ciągłym wahaniom. Można wyróżnić wahania acykliczne, spowodowane zdarzeniami nagłymi, nieprzewidywalnymi oraz wahania cykliczne powiązane często z porą dnia, dniem tygodnia, czy też porą roku. Wielkość obciążenia systemu pozostaje jednocześnie dość stała w pewnych okresach, stąd można wyodrębnić pewne powtarzalne elementy krzywej obciążenia, co zostało przedstawione na Rys. 1. szczyt popołudniowy maksymalny pobór mocy, jaki występuje w godzinach południowych lub wczesno-popołudniowych; szczyt wieczorny maksimum poboru mocy, jaki występuje w godzinach wieczornych - dotychczas była to przeważnie najwyższa obserwowana wartość w ciągu całej doby; ostatnio rolę największego obciążenia dobowego zwłaszcza latem przejmuje szczyt popołudniowy; dolina nocna minimalny pobór mocy w ciągu doby, obserwowany w godzinach nocnych; szczyt zimowy maksymalne obciążenie systemu elektroenergetycznego, jakie obserwowane jest w okresie zimowym; najwyższy odnotowany szczyt zapotrzebowania na moc miał miejsce 26 stycznia 2010 roku. dolina letnia okres obniżonego obciążenia systemu, obserwowany w miesiącach letnich, związany z wydłużeniem dnia oraz okresem urlopowym; należy odnotować, że niejako z Strona 17 z 122

dna doliny rozciągającej się na przestrzeni miesięcy czerwiec - sierpień "wyrastają" szczyty krótkookresowe, przybierające największe wartości w godzinach południowych, związane np. z zapotrzebowaniem na chłodzenie i klimatyzację. Dla stabilnego funkcjonowania KSE problem stanowią okresy szczytowego zapotrzebowania na moc. Problem ten można rozwiązać poprzez wyrównanie krzywej zapotrzebowania na moc, co jest osiągalne w wyniku podjęcia następujących działań: zmniejszenie zużycia energii elektrycznej w okresach szczytowych (np. poprzez podwyższenie temperatury klimatyzatora z 22 do 24 stopni Celsjusza), czy przesunięcie zużycia z godzin szczytu w godziny pozaszczytowe (w przypadku odbiorcy najlepszym przykładem jest działanie bojlera, gdzie podgrzewanie wody powinno odbywać się poza godzinami szczytu). Powyżej przedstawione przykładowe działania, zastosowane na adekwatną do potrzeb skalę, poprawiają bezpieczeństwo i niezawodność KSE oraz mogą wesprzeć działania zapobiegające powstawaniu strat ponoszonych przez odbiorców w okresach braku zasilania. Rys. 1 Krzywe dobowego zapotrzebowania na moc KSE latem (okres od 1 czerwca 2009 roku do 31 sierpnia 2009 roku) i zimą (okres od 27 listopada 2009 roku do 26 lutego 2010 roku) (Źródło: http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=77) W obliczu wzrastającego zapotrzebowania na energię elektryczną zagadnienie poprawy efektywności funkcjonowania KSE poprzez obniżenie maksymalnego zapotrzebowania na moc staje się kluczowe. Znaczne piki w krzywej zapotrzebowania stanowią zagrożenie bilansu elektroenergetycznego. Poniższe wykresy przedstawiają długość okresów, w których występowało najwyższe zapotrzebowanie na moc. Zgodnie z wynikami (suma minut z roku 2008, dane zliczane w cyklu 15-sto minutowym): czas zapotrzebowania > 25.000 MW wynosił 45 minut, Strona 18 z 122

czas zapotrzebowania > 24.600 MW wynosił 3 godziny, czas zapotrzebowania > 24.000 MW wynosił 12,75 godziny, czas zapotrzebowania > 23.000 MW wynosił 116 godzin. Szczytowe zapotrzebowanie [MW] 26 000 25 000 24 000 23 000 22 000 21 000 20 000 19 000 2007 2008 2009 Liczba godzin Szczytowe zapotrzebowanie [MW] 25 300 25 200 25 100 25 000 24 900 24 800 24 700 24 600 24 500 24 400 24 300 24 200 24 100 24 000 2007 2008 2009 Liczba minut Rys. 2 Szczytowe zapotrzebowanie na moc w KSE w latach 2007 2009 r. (przedział mocy powyżej 24000MW) (Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z PSE Operator.) Działaniem kluczowym dla zwiększenia efektywności i bezpieczeństwa Krajowego Systemu Energetycznego staje się oprócz dążenia do dostosowania źródeł wytwórczych i linii przesyłowych do zaspokojenia maksymalnego zapotrzebowania na mac stworzenie programów DSM/DSR, które przyczyniają się do redukcji szczytowego zapotrzebowania na moc. Jednym z elementów bezwzględnie koniecznym do wdrożenia mechanizmów DSM/DSR jest wdrożenie systemów inteligentnego opomiarowania. Strona 19 z 122

2.1.3.2 Metody redukcji szczytowego zapotrzebowania na moc Jedną z głównych metod redukcji zapotrzebowania na moc w szczycie jest promowanie dwóch wzorcowych postaw, które zostały przedstawione poniżej. Aktywna rola odbiorcy poprzez mechanizmy rynkowe skłaniające odbiorców energii elektrycznej do zmiany swoich zachowań w wyniku oddziaływania impulsów cenowych, w związku ze zróżnicowaniem cen w różnych godzinach doby. Celowe ustalenie zróżnicowanych taryf cenowych (dystrybucyjnej, przesyłowej oraz cenników sprzedawców) w czasie rzeczywistym, daje efekt zmniejszenia zapotrzebowania na moc w okresach szczytowych spowodowane bodźcami cenowymi (przy czym najskuteczniejsze w działaniu jest zróżnicowanie taryf dystrybucyjnych, następnie cenników sprzedawców). o taryfy Time of use (TOU), Real time pricing (RTP), Critical peak pricing (CPP). Pasywna lub pół-pasywna rola odbiorcy oddziaływanie OSP na zużycie odbiorców poprzez wysyłanie sygnałów redukcji zużycia, w oparciu o uprzednio zdefiniowane warunki i procedury (możliwe różne podejścia od reakcji wymuszonej do pełnej dobrowolności redukcji zapotrzebowania przez odbiorcę) o mechanizmy o charakterze usługi systemowej, o programy ograniczania zużycia ( rozsądny upust za zgodę na incydentalne wyłączenie ). Przykładem może być bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC) program polegający na zdalnym wyłączeniu odbiorcy (w krótkim czasie). Decyzja o wyłączeniu odbioru wynika z zaistnienia warunków zagrażających niezawodności systemu elektroenergetycznego. W przypadku aktywnej roli odbiorcy inteligentny licznik jest kluczowym elementem programu, gdyż pozwala na bieżąco kontrolować zużycie i wartość zużycia konsumenta. Z kolei przy pasywnej lub półpasywnej roli odbiorcy inteligentny licznik jest gwarantem skutecznej komunikacji z klientem. 2.1.3.3 Efektywność mechanizmów zarządzania popytem Inwestycje w zarządzanie stroną popytową skojarzone z infrastrukturą inteligentnego opomiarowania są 3-4 krotnie bardziej 1 efektywne kosztowo, niż inwestycje w źródła nowej generacji, pokrywające szczytowe zapotrzebowanie. Efektywność aktywnych mechanizmów zarządzania popytem jest zależna od zróżnicowania cen w różnych godzinach doby. Efektywność pasywnych mechanizmów zarządzania popytem jest zależna od wysokości zachęt w stosunku do kosztów ograniczenia zużycia ponoszonych przez klienta. 2.1.3.4 Warunki działania mechanizmów rynkowych Do podjęcia odpowiednich działań konieczne jest posiadanie zarówno niezbędnych informacji o stanie obciążenia elektro-energetycznego, jak i możliwości realizacji działań zmierzających do zmiany popytu lub podaży, czyli w przypadku rynku energii elektrycznej obniżenia zużycia (z 1 Źródło: PJM Symposium on Demand Response II Strona 20 z 122