Prosument w inteligentnej sieci

energetycznej

Warszawa

listopad 2013

Autorzy:

prof. Krzysztof Żmijewski (redakcja naukowa raportu, rozdziały: 1)

Wojciech Kozubiński, PTPiREE

Robert Masiąg, PTPiREE

Katarzyna Zalewska-Wojtuś, PTPiREE

Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii (rozdziały: 2, 3, 4, 7)

Energa Operator (rozdział 6)

Marek Kulesa, Towarzystwo Obrotu Energią (rozdziały: 5, 8, 9, 10)

Bartłomiej Derski (rozdziały: 11, 12)

Krzysztof Kochanowski (redaktor)

Raport jest dofinansowany ze środków

Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej

Spis treści

1. Streszczenie kierownicze ...................................................................................................... 1

1.1. Pojęcie prosumenta ........................................................................................................... 1

1.2. Energetyka prosumencka będzie się rozwijać, szybciej ze wsparciem ............................ 1

1.3. Mikrogeneracja wykorzystująca paliwa kopalne .............................................................. 5

1.4. Inteligentne sieci mogą przyśpieszyć rozwój mikroinstalacji i poprawić konkurencję .... 6

2. Uwarunkowania z pozycji Operatorów Systemów Dystrybucyjnych związane z

przyłączaniem do sieci oraz współpracą źródeł prosumenckich z sieciami

elektroenergetycznymi ............................................................................................................. 7

3. Wymagane i niezbędne funkcjonalności Smart Gridu z pozycji OSD oraz mające

na celu podniesienie jakości obsługi klienta ......................................................................... 16

3.1. Bilansowanie sieci elektroenergetycznej ........................................................................ 16

3.2. Wykorzystanie informacji pomiarowych z opomiarowania stacji SN do zarządzania

siecią elektroenergetyczną ........................................................................................................ 18

3.3. Kontrola parametrów jakości energii elektrycznej ......................................................... 19

3.4. Automatyzacja procesu odczytu wskazań liczników i obniżenie kosztów odczytów

realizowanych przez inkasentów .............................................................................................. 20

3.5. Odczyty zużycia energii na żądanie ................................................................................ 21

3.6. Zdalna windykacja .......................................................................................................... 22

3.7. Możliwość odczytów liczników innych mediów ............................................................ 23

3.8. Uproszczona procedura przyłączenia mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej .............. 23

3.9. Obszary współpracy prosumenta z operatorem systemu dystrybucyjnego .................... 25

3.10. Ochrona danych pomiarowych ....................................................................................... 28

4. Niezbędność ujednolicenia standardów Smart Meteringu z punktu widzenia

dystrybutorów ......................................................................................................................... 30

5. Potrzeba ujednolicenia standardów komunikacji i wymiany danych z punktu

widzenia sprzedawców ........................................................................................................... 32

6. Wpływ elementów sieci inteligentnych na obniżenie wskaźników niezawodności

sieci – doświadczenia Energa Operator ............................................................................... 35

6.1. Niezawodność sieci w Polsce na tle krajów Unii Europejskiej ...................................... 35

6.2. Projekt Inteligentny Półwysep ........................................................................................ 36

6.3. Modernizacja sieci .......................................................................................................... 37

6.4. Zaplecze informatyczne .................................................................................................. 38

6.5. Fault Detection, Isolation and Restoration (FDIR) ......................................................... 40

6.6. Optymalizacji jakości energii zasilania odbiorców przez IVVC .................................... 41

7. Rola prosumentów na lokalnych rynkach energetycznych ....................................... 42

8. Wybrane sposoby wykorzystania funkcjonalności smart gridu/smart meteringu w

kontekście działalności spółek obrotu .................................................................................. 45

9. Kierunkowa analiza rozwiązań ze szczególnym uwzględnieniem propozycji

prawnych w ramach nowelizacji ustawy - Prawo energetyczne, nowego Prawa

energetycznego, projektów rozporządzeń ............................................................................ 51

10. Modele rozliczeń w relacji prosument i sprzedawca (przykład na podstawie cen

energii elektrycznej z 2013 r.) ............................................................................................... 55

11. Wielkość rynku prosumentów w Polsce ...................................................................... 67

11.1. Kolektory słoneczne – przykład dynamicznego rozwoju energetyki rozproszonej........ 67

11.2. Rozproszona energetyka w Polsce na tle wybranych krajów UE ................................... 69

11.3. Bariery rozwoju rozproszonej energetyki w Polsce ....................................................... 72

11.4. Potencjał rynku mikroinstalacji ...................................................................................... 74

12. Wnioski .......................................................................................................................... 75

1

1. Streszczenie kierownicze

1.1. Pojęcie prosumenta

Analizując pozycję prosumenta w polskim systemie prawnym warto podkreślić, iż

pojęcie to nie ma swojej ustawowej definicji. Znane jest ono z ekonomii i stanowi połączenie

pojęć producent i konsument, oznaczając podmiot, który jest jednocześnie producentem i

konsumentem danego dobra. Obecnie pojęcie to jest powszechnie używane przy określaniu

producentów wytwarzających energię elektryczną i zużywającą ją na własne potrzeby w

gospodarstwach domowych.

Do września 2013 r. brak było w ustawodawstwie polskim szczególnych regulacji

określających pozycję prosumenta na rynku energii. Polski ustawodawca w trybie uchwalenia

ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz innych ustaw1,

zwanej potocznie „małym trójpakiem” (dalej jako: nowelizacja), wprowadził do polskiego

prawa energetycznego przepisy ułatwiające małemu wytwórcy energii ze źródeł

odnawialnych z zamiarem zużycia większości tej energii na potrzeby własne przyłączanie

instalacji wytwórczej do sieci dystrybucyjnej, jednocześnie znosząc koszty takiego

przyłączenia i minimalizując procedury formalne2.

1.2. Energetyka prosumencka będzie się rozwijać, szybciej ze wsparciem

W ciągu ostatnich kilku lat obserwujemy na świecie bardzo dynamiczny rozwój

energetyki małoskalowej i rozproszonej, zwłaszcza wykorzystującej odnawialne źródła

energii. Szacuje się, że tylko w Unii Europejskiej pracuje już ok. 10 mln takich niewielkich

urządzeń produkujących energię lub ciepło, co w przybliżeniu odpowiada liczbie osób

indywidualnych – tzw. prosumentów – które w swoich domach zarówno zużywają, jak też

produkują energię. W Niemczech jest blisko 500 tys. takich osób, we Włoszech - 1 mln. W

1 Ustawa z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz innych ustaw, Dziennik Ustaw

2013, poz. 984

2 Nie uchwalono zapowiadanej od grudnia 2011 r. ustawy o odnawialnych źródłach energii, nie przyjęto także

kompleksowej regulacji zawartej w nowej ustawie – Prawo energetyczne. Na skutek braku terminowej

implementacji Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie

promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dyrektywa OZE), której termin implementacji upłynął

w dniu 5 grudnia 2010 r. (Art. 27 ust. 1 i art. 28 Dyrektywy OZE), Komisja Europejska skierowała przeciwko

Polsce 21 marca 2013 r. skargę w związku z niedopełnieniem jej transpozycji.

2

Polsce na tego typu urządzenia zdecydowało się do tej pory ok. 200 tys. osób, z czego ponad

połowa zainwestowała w kolektory słoneczne i pompy ciepła, służące do podgrzewania wody

użytkowej i ogrzewania domów. Instalacje produkujące energię elektryczną (panele

fotowoltaiczne, małe wiatraki, silniki kogeneracyjne), to w Polsce nadal rzadkość. Spośród

nich najwyżej kilkadziesiąt przyłączonych jest do sieci dystrybucyjnych. W większości

krajów UE proporcje są dokładnie odwrotne,3 tzn. większość przyłączona jest do sieci.

Warto jednocześnie zwrócić uwagę, że brytyjskie doświadczenia w rozwoju

mikrogeneracji energii elektrycznej wskazują, że zdecydowana większość produkcji z takich

urządzeń konsumowana jest na miejscu przez samego prosumenta (por. rysunek 1).

Rysunek 1: Produkcja i sprzedaż energii elektrycznej do sieci dystrybucyjnej (w ramach systemu feed-in) w Wielkiej Brytanii [ Źródło: DECC] 4

3 Por. The state of renewable energies in Europe. 12th EurObserv'ER report, 2012

4 Feed-in Tariff statistics, UK Department of Energy & Climate Change,

https://www.gov.uk/government/collections/feed-in-tariff-statistics

15

104

-

50

100

150

2010/11 2011/12

GWh Sprzedaż

Biogazownie Hydroelektrownie

Mikrokogeneracja Panele fotowoltaiczne

Elektrownei wiatrowe Existing (transferred from RO)

69

498

-

100

200

300

400

500

2010/11 2011/12

GWh Generacja

Biogazownie Hydroelektrownie

Mikrokogeneracja Panele fotowoltaiczne

Elektrownei wiatrowe Existing (transferred from RO)

3

Ten sam przykład brytyjskiego rynku pokazuje ponadto, że energetyka prosumencka,

przy odpowiednio dobranym systemie wsparcia, może się rozwijać w szybkim tempie (por.

rysunek 2), co ma istotne znaczenie zarówno w Wielkiej Brytanii, jak i Polsce. Oba kraje

stoją przed widmem problemów z zaopatrzeniem odbiorców w energię w okresach

szczytowego zapotrzebowania w ciągu kilku najbliższych lat.

Rysunek 2: Liczba mikroinstalacji (w ramach systemu feed-in) w Wielkiej Brytanii [Źródło: DECC]5

Warto jednocześnie zwrócić uwagę, że w Wielkiej Brytanii zdecydowanie

dominujący udział w liczbie urządzeń mają panele słoneczne – 424 tys. instalacji o średniej

mocy 4,8 kW, czyli łącznie 2031 MW. Jednak istotny udział mają także mikro i małe turbiny

wiatrowe, które pry łącznej mocy blisko 70 MW generują już 415 GWh energii rocznie (zob.

rysunek 3).

5 Feed-in Tariff statistics, UK Department of Energy & Climate Change,

https://www.gov.uk/government/collections/feed-in-tariff-statistics

22

207

428

- 50

100 150 200 250 300 350 400 450

2010/11 2011/12 2012/13

tyś

Biogazownie Wodne Mikrokogeneracja

Fotowoltaika wiatr Inne

4

Rysunek 3: Łączna moc zainstalowana (wykres górny) oraz roczna produkcja energii (wykres dolny) z mikro- i małych turbin wiatrowych w Wielkiej Bryt anii [Źródło: DECC]

Niewielka liczba prosumentów w Polsce to efekt kilku czynników, spośród których

dwa najważniejsze to ograniczenia formalno-prawne i ekonomiczne. Te pierwsze (zwłaszcza

konieczność prowadzenia działalności gospodarczej, koncesjonowanie oraz wydawanie

warunków przyłączenia do sieci) w większości rozwiązała wrześniowa nowelizacja Prawa

energetycznego – tzw. „mały trójpak” energetyczny. Nadal w ustawie pojawiają się jednak

niejasności np. co do obowiązku instalowania źródła energii przez certyfikowanego

instalatora.

Drugi czynnik – ekonomiczny – wynika z nieosiągnięcia jeszcze w Polsce tzw. grid

parity (ceny produkcji z własnego źródła równej cenie energii kupowanej z sieci) przez

zdecydowaną większość technologii małoskalowych. To efekt mniejszej niż w krajach

2,08 3,77,13 7,26 8,63

14,24

21,92

37,52

68,85

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

MW

100–500

kW15–100 kW

1.5–15kW

0–1.5 kW

5,04 14,0131,27 34,5

48,8569,69

157,35

248,3

415,28

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

GWh

100–

500kW15–100kW

1.5–15kW

0–1.5kW

5

zachodnioeuropejskich dojrzałości rynku mikroinstalacji i niższych cen energii dla

gospodarstw domowych. Najmniejsze odnawialne źródła energii (OZE) nie mogły do tej pory

liczyć w Polsce na preferencyjne traktowanie i dedykowany system wsparcia, a "mały

trójpak" nie poprawił ich warunków ekonomicznych.

Realizacja Krajowego planu działania w zakresie OZE do 2020 roku wymaga

zwiększonego udziału mikroinstalacji w krajowym miksie energetycznym. Z kolei przykład

bardzo dynamicznego rozwoju kolektorów słonecznych w ciągu ostatnich 4 lat, wynikający z

programu dopłat z NFOŚiGW pokazuje, że powielenie tego sukcesu w przypadku

mikroinstalacji elektrycznych jest możliwe. Wymaga jednak uruchomienia dedykowanych

programów wsparcia. W przeciwnym wypadku nastąpi z opóźnieniem, spowodowanym

osiągnięciem grid parity przez dużą część technologii prosumenckich za kilka, najwyżej

kilkanaście lat. Jeżeli jednak nastąpi to szybciej, wówczas pomoże w domknięciu bilansu

energetycznego kraju w latach 2016-2017, kiedy spodziewane są czasowe problemy z

zaspokojeniem zapotrzebowania odbiorców, szczególnie w godzinach szczytu.

1.3. Mikrogeneracja wykorzystująca paliwa kopalne

W Polsce brakuje wiarygodnych danych na temat rozwoju mikrogeneracji opartej o

paliwa kopalne. Ze względu na wyłączenie spod obowiązku koncesjonowania instalacji o

mocy poniżej 5 MW (z wyłączeniem OZE) danych na temat małych instalacji

konwencjonalnych nie posiada Urząd Regulacji Energetyki. W swoich statystykach nie

wyszczególniają ich także Główny Urząd Statystyczny i Agencja Rynku Energii.

Jednak wyjątkowo niekorzystne wskaźnik niezawodności dostaw energii, – które w

Polsce należą do najwyższych w Europie6 – są jednym z czynników skłaniających odbiorców

energii do inwestowania we własne instalacje wytwórcze. Kolejnym jest ekonomia –

zwłaszcza u odbiorców, u których dzięki efektowi skali udaje się poprawić opłacalność takiej

inwestycji. Przykładem jest sieć Tesco, która wyposaża we własne instalacje wytwórcze

6 Wśród 20. państw należących do Europejskiej Rady Regulatorów Energetyki (CEER) Polska znalazła się na

trzecim miejscu pod względem najdłuższych (ponad 300 minut, podczas gdy w większości krajów nie

przekraczają 100 minut) i najczęstszych (blisko czterech, gdy w większości państw nie ich mniej niż dwie)

średnich przerw w dostawach energii elektrycznej (por. 5th CEER benchmarking report on the quality of

electricity supply 2011, CEER 2012, s. 27, http://www.energy-

regulators.eu/portal/page/portal/EER_HOME/CEER_5thBenchmarking_Report.pdf)

6

swoje sklepy w Polsce.7 Według analiz firmy doradczej Frost & Sullivan w 2011 r. w Polsce

firmy, głównie handlowe i przemysłowe, kupiły generatory na ropę za 57 mln dol. W 2018

wartość rynku sięgnie 66 mln dol.8

1.4. Inteligentne sieci mogą przyśpieszyć rozwój mikroinstalacji i poprawi ć

konkurencję

Nadmierny przyrost mikroinstalacji w sytuacji, gdy operatorzy systemów

dystrybucyjnych (OSD) nie są na to przygotowani, może zaburzać pracę sieci. Szybki rozwój

energetyki prosumenckiej, a zwłaszcza bezpieczne zarządzanie nią, może natomiast wspomóc

technologia inteligentnych sieci energetycznych (smart grids). Przyłączenie do sieci

prosumenta oznacza konieczność rozliczania przepływu energii elektrycznej w dwóch

kierunkach – do i od sieci. Stawki, opłaty przesyłowe, mogą się różnić w zależności od

kierunku, pory dnia a nawet sytuacji na rynku (tzw. taryfy dynamiczne). Wymaganiom takim

mogą sprostać tylko tzw. liczniki inteligentne.

Z punktu widzenia OSD, jako dystrybutorów energii technologia smart grid

pozwalają na łatwiejsze zarządzanie sieciami, ograniczanie strat, w tym walkę ze zjawiskiem

nielegalnego poboru energii oraz stosowanie mechanizmów awaryjnych – np. zmniejszanie

mocy zamówionej w sytuacjach grożących odłączeniem części odbiorców. Mogą posłużyć

także do ograniczania mocy u odbiorców wrażliwych.

Dotychczasowe wdrożenia elementów inteligentnych sieci pokazują także, że system

pomaga w zwiększeniu niezawodności pracy systemu. W realizowanym przez Energa-

Operator projekcie "Inteligentny półwysep" ograniczono przerwy w dostawach energii o 30-

50%. System pomagał m.in. w szybszym identyfikowaniu miejsca awarii i dotarciu służb

technicznych na jej miejsce.

Wdrożenie systemu może poprawić także warunki konkurencji rynkowej.

Sprzedawcy energii, dzięki informacjom z liczników zdalnego odczytu (tzw. inteligentnych

liczników) będą mogli przygotować oferty dostosowane do potrzeb klientów, rozliczać

energię elektryczną bez prognoz na podstawie rzeczywistego zużycia, czy skrócić czas od

7 R. Zasuń, B. Derski, Wiatrak na supermarkecie, Wysokienapiecie.pl, 2013-10-16,

http://wysokienapiecie.pl/rynek/196-wiatrak-na-supermarkecie

8 Ibidem

7

momentu odczytu licznika do dokonania rozliczenia z odbiorcą końcowym. System powinien

pozwolić także na świadome zarządzanie zużyciem energii przez odbiorców.

Z punktu widzenia dystrybutorów i spółek handlujących energią bardzo ważne jest

przy tym określenie wspólnych standardów wymiany informacji z poszczególnych systemów.

2. Uwarunkowania z pozycji Operatorów Systemów Dystrybucyjnych

związane z przyłączaniem do sieci oraz współpracą źródeł

prosumenckich z sieciami elektroenergetycznymi

Kraje Unii Europejskiej (UE), a w tym i Polska, od wielu lat czynią starania mające

na celu ochronę klimatu, w szczególności poprzez zmniejszenie emisji CO2. Jedną z form

tych działań jest wsparcie rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE), w tym

mikrogeneratorów (mikroinstalacji) oraz małych instalacji OZE. Państwa członkowskie UE

widzą potrzebę dalszego rozwoju mikroinstalacji i małych instalacji, które stanowić będą

element wdrażania rozwiązań prosumenckich, czyli rozwiązań umożliwiających odbiorcom

energii w gospodarstwach domowych wytwarzanie energii elektrycznej na potrzeby własnej

konsumpcji, co skutecznie może przyczynić się do realizacji wytycznych dotyczących

ochrony klimatu.

Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD) zrzeszeni w Polskim Towarzystwie

Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) popierają rozwój tego typu źródeł

energii, o czym świadczą m.in. duże ilości wydanych warunków przyłączenia oraz

podpisanych umów o przyłączenie do sieci elektroenergetycznych dla OZE. W połowie

2013 r. moc zainstalowana wszystkich elektrowni w Polsce wynosiła ok. 38 045 MW, w tym

moc OZE wynosiła ok. 2 700 MW, natomiast wydane przez OSD warunki przyłączenia oraz

podpisane umowy o przyłączenie do sieci dla OZE osiągnęły łącznie moc 21 500 MW, – czyli

blisko 60% mocy obecnie zainstalowanej w instalacjach wytwórczych. Duże ilości

przyłączanych do sieci elektroenergetycznych OZE ze względu na specyfikę pracy tych

źródeł, tj. nieprogramowalność pracy oraz trudności w prognozowaniu produkcji, wymagają

od operatorów szczególnej dbałości o zachowanie podstawowych zasad bezpieczeństwa

systemu elektroenergetycznego, w tym bezpieczeństwa odbiorców energii elektrycznej oraz

zapewnienia odpowiednich standardów jakościowych.

Nowelizacja ustawy - Prawo energetyczne z dnia 26 lipca 2013 r., wprowadza

rozróżnienie odnawialnych źródeł energii według kryterium zainstalowanej łącznej mocy

8

elektrycznej, wyodrębniając między innymi mikroinstalacje. Zdaniem PTPiREE optymalną

formą wsparcia rozwoju mikroinstalacji jest ich dofinansowanie na etapie inwestycji (np. ze

środków NFOŚiGW lub innych programów). Dofinansowanie na etapie inwestycji na pewno

spowoduje wzrost zainteresowania mikroinstalacjami (odnawialnymi źródłami energii, o

łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 40 kW, przyłączonymi do sieci

elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV), a także ograniczenie

poboru energii z sieci przez prosumentów, a dzięki własnej „konsumpcji” energii

wytworzonej w mikroinstalacji ograniczy zainteresowanie sprzedażą jak największej ilości

energii z mikroinstalacji. W konsekwencji spowoduje to faktyczną realizację celów unijnych

związanych z ochroną klimatu.

Zdaniem PTPiREE kwestią bardzo ważną, zarówno dla prawidłowej pracy sieci

elektroenergetycznych, jak i samych mikroinstalacji, a także dla zachowania bezpieczeństwa

odbiorców energii, ciągłości dostaw i jakości energii, jest również zapewnienie prawidłowych

zasad przyłączania do sieci mikroinstalacji oraz innych OZE. Przyłączanie do sieci

mikroinstalacji na zasadzie zgłoszenia, bez określenia zasad technicznych (np. warunków

przyłączenia lub kryteriów przyłączenia) oraz bez możliwości, w uzasadnionych

przypadkach, odmowy przyłączenia, a jednocześnie bez określenia wymagań stawianych

instalatorom, może skutkować m.in. uszkodzeniami urządzeń u innych odbiorców,

przeciążeniami sieci i automatycznym wyłączaniem całych obwodów, do których przyłączone

są mikroinstalacje. W efekcie zamiast produkcji energii z mikroinstalacji, możemy mieć do

czynienia z coraz częstszymi wyłączeniami spowodowanymi pracą mikroinstalacji.9 Jest to

związane z tym, że średnia moc gospodarstwa domowego w Polsce nie przekracza 10kW, a

odbiorcy przyłączeni do jednej linii nigdy nie pobierają energii wg takiego samego profilu.

Zachodzi między nimi zjawisko tzw. niejednoczesności poboru energii elektrycznej i dlatego

pobór mocy 10 odbiorców o mocy przyłączeniowej 10kW przekłada się zaledwie na ok. 30-

40kW rzeczywistej mocy obciążającej linię. Stąd też linie elektroenergetyczne zasilające

gospodarstwa domowe projektowane są dla takiej właśnie, niższej wartości mocy. Cechą

mikroinstalacji OZE jest natomiast ich jednoczesna praca (kiedy świeci słońce lub wieje

wiatr) i to najczęściej z maksymalną mocą w godzinach południowych (w przypadku

najczęściej występujących mikroinstalacji, czyli instalacji fotowoltaicznych – PV), czyli

9 W wyniku pracy mikroinstalacji może następować przeciążenie lokalnych elektroenergetycznych linii

dystrybucyjnych, głównie na poziomie niskich napięć (nn).

9

wtedy kiedy odbiorców nie ma w domu. W opisanym przypadku, jeżeli tylko pięciu

odbiorców miałoby mikroinstalację PV po 40 kW każda, generacja w południe, w czasie

słonecznego dnia wyniosłaby blisko 200 kW, co spowodowałoby kilkukrotne przeciążenie i

przez to wyłączenie linii. Dlatego zdaniem PTPiREE, po wyczerpaniu możliwości

przyłączeniowych sieci i stacji elektroenergetycznej, OSD winien mieć prawo odmowy

przyłączenia kolejnej mikroinstalacji, wyznaczając ewentualnie termin, w którym po

dokonaniu odpowiednich modernizacji i rozbudowy możliwe byłoby przyłączenie. Należy

tutaj podkreślić, że art. 8d4 ustawy - Prawo energetyczne, mówiący o instalowaniu przez OSD

„odpowiednich układów zabezpieczających”, w żaden sposób nie zmienia sytuacji w tym

zakresie, ponieważ nie ma takich urządzeń zabezpieczających w sieciach niskich napięć, które

mogłyby wpływać na pracę mikroinstalacji PV inaczej, jak tylko poprzez wyłączenie tego

prosumenta lub całej stacji w przypadku wystąpienia przeciążeń.

Stąd też w trakcie kolejnych prac związanych z ustalaniem reguł prawnych

dotyczących funkcjonowania mikroinstalacji w Polsce należy zdaniem PTPiREE, oprócz

wymienionych wcześniej aspektów, zwrócić uwagę na doświadczenia innych krajów

europejskich, w tym np. Niemiec. W krajach unijnych podstawowym rodzajem instalacji

prosumenckich są źródła fotowoltaiczne. Biorąc pod uwagę przepisy budowlane w Polsce

oraz dostępność technologii, należy się spodziewać, że podobnie jak to ma miejsce w innych

krajach, w zakresie mikroinstalacji oraz małych instalacji w zdecydowanej większości będą to

źródła fotowoltaiczne.

Pomimo przyjęcia w Niemczech systemu wsparcia dla fotowoltaiki niższego niż

proponuje się w projekcie ustawy o odnawialnych źródłach energii w Polsce, tempo budowy

nowych instalacji od kilku lat przekracza tam ponad dwukrotnie właściwy korytarz, którego

górny limit został określony, jako 3 500 MW nowych instalacji fotowoltaicznych rocznie i

wynosi około 7 500 nowych MW rocznie. Same mikroinstalacje fotowoltaiczne o mocy do 40

kW również powstają szybciej niż się spodziewano. W 2012 roku łączna moc nowych

mikroinstalacji fotowoltaicznych wyniosła 1 800 MW. Wcześniej mikroinstalacje były

budowane jeszcze szybciej, a w jednym z rekordowych miesięcy zainstalowano aż 800 MW

mocy w małych panelach słonecznych. Sumaryczna ilość mikroinstalacji fotowoltaicznych o

mocy do 40 kW osiągnęła w Niemczech na początku roku 2013 ogromną liczbę 750 000

10

sztuk.10 Fotowoltaika stała się dominującym i pochłaniającym najwięcej dopłat źródłem OZE

w Niemczech.

Ponieważ dotychczasowe polskie doświadczenia w zakresie OZE dotyczą głównie

źródeł wodnych i wiatrowych, szczególnie wskazane będzie skorzystanie, w ramach prac

legislacyjnych i ustalania kolejnych reguł przyłączania oraz współpracy z sieciami przez

mikroinstalacje, z doświadczeń innych krajów. Samo pojawienie się w ostatnim czasie

propozycji zwiększonego wsparcia dla źródeł fotowoltaicznych spowodowało gwałtowny

wzrost liczby wniosków składanych do OSD o wydanie warunków przyłączenia dla takich

właśnie źródeł. Gdyby instalacje fotowoltaiczne powstawały w Polsce podobnie szybko jak w

10 Opinia Operatorów Systemów Dystrybucyjnych zrzeszonych w PTPiREE w sprawie zakresu wsparcia

rozwoju

źródeł fotowoltaicznych (PV) w Polsce z 18.07.213 r.

(http://www.ptpiree.pl/data/aktualnosci/2013_07_18_opinia_OSD_zrzeszonych_w_PTPiREE_w_spr_PV_ostat.

pdf)

Rysunek 4: Porównanie produkcji energii fotowoltaicznej i wiatrowej w Niemczech w latach 2011-2012 [Źródło: Frauenhofer Institut]

Wiatr Słońce

11

Niemczech, przy zakładanym poziomie wsparcia, tylko przez jeden rok koszty ich

subsydiowania stałyby się nie do udźwignięcia dla odbiorców energii elektrycznej.

O tym, że również w Polsce należy spodziewać się dużego zainteresowania

mikroinstalacjami, których właścicielami będą odbiorcy w gospodarstwach domowych, może

świadczyć fakt, że pierwsze zgłoszenia wpłynęły do OSD już pierwszego dnia

obowiązywania znowelizowanej ustawy - Prawo energetyczne.

Biorąc pod uwagę charakterystykę pracy źródeł PV, należy stwierdzić, że nie

wpływają one na zmniejszenie wieczornych szczytów obciążenia i tym samym na

wyrównanie profili obciążeń dobowych, co oznacza konieczność utrzymywania

przepustowości sieci i zdolności wytwórczych konwencjonalnych źródeł na poziomie

zbliżonym do obecnego. Zmianie ulegają jedynie struktura wytwarzania i wolumeny

dystrybuowanej energii, co powoduje znaczący wzrost kosztów po stronie OSD, przy

jednoczesnym spadku przychodów z opłat dystrybucyjnych zmiennych.

Wszystkie opisane powyżej okoliczności są podstawą zgłoszenia kilku postulatów,

mających na celu ochronę odbiorców energii elektrycznej w Polsce przed opisanymi skutkami

niekontrolowanego przyłączania mikroinstalacji. Zdaniem PTPiREE należy zwrócić uwagę na

szereg kwestii z tym związanych, szczególnie zaś na przedstawione w poniższych punktach:

a) W zakresie przyłączania mikroinstalacji, w tym mikroinstalacji prosumenckich,

konieczne jest zdefiniowanie wymagań technicznych i sposobu ich weryfikowania

przez OSD. Nie powinno się odchodzić od standardowej procedury przyłączeniowej,

poprzedzonej wydaniem przez OSD warunków przyłączenia11, gdyż jest to sposób

gwarantujący bezpieczeństwo oraz prawidłową koordynację współpracy stron, a także

gwarantujący bezpieczeństwo innych użytkowników systemu, jak i samego

właściciela mikroinstalacji. W przypadku pozostawienia możliwości przyłączania

mikroinstalacji na zasadzie zgłoszenia, powinno ono dotyczyć tylko najmniejszych

mikroinstalacji do poziomu mocy 10 kW w układzie 3-fazowym i 3 kW w układzie 1-

fazowym. W przypadku zgłoszenia określić należy np. w zapisach rozporządzenia

„systemowego” oraz IRiESD, sposób dokonywania uzgodnień dotyczących m.in.

11 Na razie nie ma takich podstaw. Obecnie obowiązujące przepisy nie spowodują zagrożenia funkcjonowania

pracy elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej. Po przekroczeniu wolumenu instalacji będzie trzeba przejść na

rozwiązanie tzw. zgłoszenia przyłączenia z możliwością sprzeciwu.

12

procedury zgłoszenia mikroinstalacji, zawartości samego wniosku zgłoszenia,

wymagań technicznych, które powinna spełniać mikroinstalacja, w tym wymagań w

zakresie zabezpieczeń, w które właściciel powinien wyposażyć mikroinstalację

(nadnapięciowych, od pracy wyspowej, nadmiarowo prądowych, zwarciowych,

częstotliwościowych itd.) i ich współpracy z zabezpieczeniami, które zapewnia OSD

od strony sieci elektroenergetycznej. Należy podkreślić, że podobna praktyka jest

stosowana w innych krajach, w których dopuszczono przyłączanie mikroinstalacji na

zgłoszenie, gdzie na zasadzie zgłoszenia możliwe jest przyłączanie źródeł o prądzie

znamionowym nieprzekraczającym 16 A i napięciu 230 V, czyli o mocach podobnych

do zaproponowanych powyżej,

b) Przyłączenie mikroinstalacji prosumenckiej bez opłat, powinno być możliwe tylko

przy bezinwestycyjnym wykorzystaniu istniejącego przyłącza, zaś w przypadku

konieczności wykonania inwestycji, a w szczególności modernizacji przyłącza,

prosument powinien być obciążony opłatą w wysokości odpowiadającej min. 50%

rzeczywistych nakładów na przyłączenie. W ten sposób należy zabezpieczyć rynek i

innych odbiorców przed kosztownym rozwojem dystrybucyjnych sieci

elektroenergetycznych, tylko w celu umożliwienia przyłączania mikroźródeł, w

szczególności na terenach z bardzo rozproszonymi odbiorcami,

c) Do zgłoszenia mikroinstalacji powinno być wymagane dołączenie oświadczenia,

potwierdzającego, że mikroinstalacja wraz z jej zabezpieczeniami wykonane zostały

zgodnie z wymaganiami odpowiednich przepisów i norm oraz wymaganiami

technicznymi określonymi przez OSD w IRiESD oraz kryteriach przyłączenia do

sieci. Oświadczenie to powinno zostać potwierdzone przez instalatora posiadającego

odpowiednia uprawnienia budowlane, elektryczne i inne – jednoznacznego

doprecyzowania wymaga tutaj obowiązek lub jego brak, posiadania przez instalatora

certyfikatu, o którym mowa w Rozdziale 3b ustawy PE,

d) Należy wykluczyć możliwość przyłączania instalacji OZE, w tym mikroinstalacji,

zlokalizowanych na konstrukcjach tymczasowych, niezgłoszonych do użytkowania

lub przyłączonych poprzez przyłącze tymczasowe lub na czas określony, zaliczane do

VI grupy przyłączeniowej,

e) Jedna pełnoletnia osoba fizyczna powinna mieć prawo posiadania tylko jednej

mikroinstalacji na terenie kraju i powinno być to powiązane z warunkiem posiadania

tytułu prawnego do nieruchomości, na której będzie wykonana. Chodzi o uniknięcie

13

komercyjnej kumulacji wielu uprzywilejowanych mikroinstalacji na jednej posesji lub

na kilku posesjach12,

f) Najlepszym, najbardziej sprawiedliwym i transparentnym, zdaniem PTPiREE,

sposobem wsparcia inwestycji w mikroinstalacje jest zastosowanie dotacji

bezpośrednio do samej inwestycji, jako najbardziej przewidywalnej dla inwestorów

i transparentnej biznesowo formy pomocy, o neutralnym wpływie na ceny energii oraz

taryfy dystrybucyjne, a w konsekwencji na koszty ponoszone przez odbiorców energii,

g) W związku z nie ponoszeniem przez inwestora opłat związanych z przyłączeniem

mikroinstalacji do sieci, dla tego typu odbiorców konieczne jest zmniejszenie

sieciowych opłat zmiennych, a zwiększenie opłat stałych za moc zamówioną i moc

przyłączeniową, celem sprawiedliwego równoważenia interesów odbiorców energii

elektrycznej i inwestorów PV, stymulowania magazynowania energii elektrycznej i

optymalizacji profilu zużycia. Poziom tej zmiany wymaga osobnej analizy,

h) Aby wspierać rozwój rzeczywistej energetyki prosumenckiej i zapobiegać

spekulacjom związanym z podnoszeniem mocy przyłączeniowej obiektów tylko w

celu stworzenia możliwości przyłączenia mikroinstalacji o większej mocy na

podstawie zgłoszenia (takie ryzyko niosą ze sobą aktualne zapisy ustawy PE), należy

określić wymagania zapobiegające podnoszeniu mocy przyłączeniowej tylko w celu

uzyskania możliwości przyłączenia mikroinstalacji na zgłoszenie. Taka sytuacja może

powodować szybkie wyczerpanie dostępnych mocy np. brak możliwości przyłączenia

nowych odbiorców do sieci,

i) W przypadku mikroinstalacji prosumenckich nie powinno stosować się systemu „feed

in tariff”. Podobnie nie powinno się go stosować w przypadku pozostałych mikro i

małych instalacji, a jeżeli system taki zostałby przyjęty koniecznym jest przyjęcie

maksymalnego czasowego i kwotowego limitu dodatkowego wsparcia, który będzie

możliwy do finansowego poniesienia przez odbiorców energii elektrycznej oraz limitu

sumarycznej mocy zainstalowanej źródeł PV w kraju, dla zachowania bezpieczeństwa

bilansowego systemu, w szczególności w godzinach porannych w okresie wiosenno-

letnim. Limity kwotowe wsparcia powinny być określone w wymiarach rocznym oraz

12 W przypadku braku dotowania energii z mikroinstalacji i niskiej ceny jej odsprzedaży do sieci energetycznej

nie można mówić o „komercyjnej kumulacji” mikroinstalacji. Polskie prawo nie zakazuje posiadania kilku

nieruchomości w tym także kilka nieruchomości zero lub plus energetycznych (przyp. red.).

14

sumarycznym, obejmującym cały okres życia źródeł, odrębnie dla mikro i małych

instalacji,

j) Potrzebne jest również określenie mechanizmu automatycznego ograniczania wsparcia

jednostkowego z tytułu wyżej opisanego nowego mechanizmu typu „feed in tariff”

wraz ze wzrostem ilości przyłączanych mikroinstalacji w celu wsparcia większej

grupy inwestorów oraz utrzymania limitów opisanych powyżej. Mechanizm redukcji

działałby przejrzyście i proporcjonalnie w przypadku, gdyby wysoka zyskowność

powodowała nadmierną ilość inwestycji. Dla ograniczenia ryzyka inwestorów można

stosować coroczny system przetargowy na najmniejszy akceptowalny dodatkowy

współczynnik korekcyjny dla certyfikatów lub wartości „feed in tariff” dla

fotowoltaiki. Poziom wsparcia typu „feed in tariff” powinien być skalkulowany

poniżej całkowitego kosztu brutto energii elektrycznej z sieci, czyli poniżej progu

„grid parity” (parytetu sieci), co promowałoby rozwój systemów PV głównie na

potrzeby własne i zmniejszało możliwości spekulacji,

k) W planowanych zmianach legislacyjnych należy przewidzieć obniżenie we

wszystkich proponowanych rozwiązaniach poziomu wsparcia dla fotowoltaiki w tym

dla mikroinstalacji PV, w związku ze stałym spadkiem kosztów produkcji energii z

tego typu źródeł. Zaproponowane w poprzednich projektach aktów prawnych

wysokości współczynników korekcyjnych dla źródeł fotowoltaicznych o mocy od 1

do 10 MW na poziomie od 2,45 w 2013r. do 2,07 w 2017r., a w przypadku źródeł

fotowoltaicznych o mocy od 100 kW do 1 MW na poziomie od 2,85 do 2,32 są

zdaniem PTPiREE zbyt wysokie. Znacząco przewyższają one np. poziomy wsparcia

stosowane w Niemczech. Jednocześnie ze względu na duże oddziaływanie OZE na

pracę KSE, w tym również na działania inwestycyjne podejmowane przez OSD,

proponuje się, aby wsparcie najwyższymi współczynnikami korekcyjnymi dotyczyło

tylko źródeł stabilnych o równomiernej charakterystyce pracy i wysokim

współczynniku czasu pracy z mocą szczytową/znamionową w ciągu roku13,

l) Tak jak ma to miejsce w innych krajach, po stronie właściciela mikroinstalacji

powinien istnieć obowiązek wyposażenia jej w odpowiednie zabezpieczenia

(nadnapięciowych, od pracy wyspowej, nadmiarowo prądowych, zwarciowych,

częstotliwościowych itd.) w sposób gwarantujący ich prawidłową współpracę z

13 Uwaga ta, w świetle ostatniego projektu Ustawy O OZE (z 12.11.2013 r.) jest już nieaktualna

15

zabezpieczeniami, które zapewnia OSD. W szczególności w przypadku

mikroinstalacji PV, układy zabezpieczeń, jako integralna część zabezpieczeń

przekształtników PV powinny być zainstalowane przez prosumenta, co daje

możliwość wykorzystania pełnej funkcjonalności zabezpieczeniowych

zintegrowanych z przekształtnikami i gwarancje prawidłową współpracę EAZ i

przekształtników. Warunki nastaw podawane byłyby przez OSD, ale na identycznych

zasadach dla wszystkich prosumentów,

Przypadek nadmiernego rozwoju jednej tylko technologii OZE może powodować

lokalne trudności w utrzymaniu prawidłowej pracy sieci elektroenergetycznych. Sytuacja

gwałtownego rozwoju mikroinstalacji prosumenckich prowadzi również do zmniejszenia

ilości energii elektrycznej pobieranej z sieci, która jest obciążana rosnącym obowiązkiem

zakupu certyfikatów oraz kosztami utrzymania dyspozycyjnych, zapasowych elektrowni

konwencjonalnych. Przy jednoczesnym wzroście kosztów po stronie OSD wynikającym z

konieczności bezpłatnego (dla prosumenta) dostosowania układu pomiarowego i

dostosowania własnych zabezpieczeń, dodatkowej modernizacji sieci niskiego napięcia, a w

szczególności stacji transformatorowych SN/nn, spowodować to może dramatyczny wzrost

opłat sieciowych.

PTPiREE, popierając rozwój energetyki prosumenckiej, a w szczególności

zrównoważony rozwój wszystkich źródeł energii, uważa za niezbędne wdrożenie

wymienionych powyżej rozwiązań. Zasady przyłączania do sieci oraz system wsparcia w

Polsce, powinny umożliwiać rozwój mikroinstalacji, ale nie powinny obciążać nadmiernie

opłat sieciowych, gdyż w konsekwencji doprowadziłoby to do obniżenia konkurencyjności

polskiej gospodarki i wzrostu kosztów życia odbiorców, w tym samych prosumentów.

Przybliżona analiza potencjalnego wzrostu kosztów

Analizując dane z 2011 r. mamy 145.248 TWh konsumpcji energii elektrycznej

ogółem i 28.258 TWh konsumpcji energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe.

Maksymalny możliwy udział energetyki prosumenckiej w konsumpcji gospodarstw

domowych to 70% energii elektrycznej, w co drugim domu, (u co drugiego odbiorcy), czyli

70% x 0,5 x X. Oznacza to, że o 35% spadłyby przychody OSD z obszaru taryf G – dla

gospodarstw domowych. Wyrównanie tego deficytu wymagałoby podniesienie opłat

dystrybucyjnych, o 53% (jeżeli miałoby to dotyczyć tylko gospodarstw domowych) lub

średnio o ok., 9% jeżeli koszt rozłożyć na wszystkich odbiorców energii. Oczywiście wzrost

16

całkowitych kosztów dostawy energii będzie mniejszy i będzie wynosił ok. 3% do 4,5%. Taki

wzrost kosztów można zniwelować wzrostem efektywności energetycznej.

Powyższa analiza nie uwzględnia kosztów niezbędnych dla modernizacji i

rozbudowy sieci niskich i średnich napięć wychodząc z założenia, że rozbudowa taka jest i

tak niezbędna choćby z uwagi na wzrost zużycia energii oraz wzrost wymagań jakościowych.

Koszty te należy, więc traktować ją, jako zadanie inwestycyjne każdego OSD uwzględniane

w jego planach inwestycyjnych i finansowane przez jego taryfie.

3. Wymagane i niezbędne funkcjonalności Smart Gridu z pozycji OSD

oraz mające na celu podniesienie, jakości obsługi klienta

Jednym z pierwszych kroków do zbudowania sieci elektroenergetycznej nowej

generacji – zwanej Smart Grid – jest uzyskanie pełnej informacji o przepływach energii

elektrycznej i profilach jej zużycia przez odbiorców. Szczególnie istotne mogą okazać się te

informacje w sytuacjach, gdy do sieci wprowadzana będzie energia elektryczna wytwarzana

w mikroinstalacjach prosumentów. Uzyskanie pełnej informacji umożliwi ą systemy

inteligentnego opomiarowania (smart metering), w szczególności te zainstalowane w stacjach

elektroenergetycznych SN/nn. Gdy zostaną one skorelowane z informacjami pochodzącymi z

innych systemów, możliwe będzie uzyskanie pełnego obrazu pracy sieci. Osiągnięcie

korzyści polegającej na stworzeniu Smart Grid zależeć będzie, od jakości i kompletności

danych umożliwiających optymalne jej zaprojektowanie oraz odpowiedniego wyposażenia

sieci elektroenergetycznych w układy i urządzenia wyłącznikowe, sterowania, dodatkową

automatykę itd. W chwili obecnej dzięki wdrożeniu inteligentnego opomiarowania możliwa

będzie realizacja działań w następujących obszarach:

3.1. Bilansowanie sieci elektroenergetycznej

Celem wdrożenia funkcjonalności bilansowania sieci elektroenergetycznej jest

zmniejszenie różnicy bilansowej poprzez ograniczenie strat handlowych oraz strat

technicznych związanych z dystrybucją energii elektrycznej. Przy wdrożeniu inteligentnego

opomiarowania zostaną opomiarowane stacje średniego napięcia oraz odbiorcy energii

elektrycznej pobierający energię z tych stacji. Znając topologię sieci energetycznej, w

szczególności przyporządkowanie poszczególnych odbiorców energii do konkretnych stacji

średniego napięcia, będzie można sprawdzić, czy ilość energii elektrycznej rejestrowanej

17

przez licznik bilansujący na konkretnej stacji średniego napięcia jest porównywalna z sumą

wskazań liczników energii elektrycznej zainstalowanych u odbiorców energii zasilanych z tej

stacji średniego napięcia. W przypadku stwierdzenia różnicy wykraczającej poza przyjęte

granice, niezbędne będzie podjęcie działań, które pozwolą na wyjaśnienie przyczyn

rozbieżności. To, co ważne, na dzień dzisiejszy nie posiadamy wzorców pozwalających na

jednoznaczne stwierdzenie, jakie wartości różnicy wskazań pomiędzy licznikiem

bilansującym oraz sumą wskazań liczników komunalnych należy uznać za wymagające

wyjaśnienia. Mając na uwadze, że jest to nowy obszar wykorzystania danych pomiarowych,

wzorce takie na bazie praktycznych doświadczeń będą dopiero wypracowywane.

Podejmowane działania powinny doprowadzić do opracowania wzorców dopuszczalnych

strat energii w ramach poszczególnych typów stacji średniego napięcia z uwzględnieniem

liczby odbiorców energii zasilanych z danej stacji średniego napięcia, typu sieci

dystrybucyjnej (sieć kablowa, sieć napowietrzna) oraz jej głównych parametrów (długość

linii, przekroje przewodów, rodzaj izolacji).

Przy praktycznej realizacji bilansowania sieci należy uwzględnić, że w sieci

energetycznej mogą wystąpić punkty poboru energii elektrycznej nieopomiarowane przy

pomocy inteligentnego opomiarowania. W szczególności mogą to być: miejsca poboru energii

rozliczane na podstawie ryczałtu, wybrane elementy oświetlenia ulicznego, odbiorcy, u

których nie udało się wymienić licznika na liczniki inteligentny.

Mając na uwadze powyższe uwarunkowania należy stwierdzić, że realizacja

bilansowania sieci elektroenergetycznej nie jest zadaniem prostym, niemniej dzisiejsze

pierwsze praktyczne doświadczenia pokazują, że podejmując odpowiednie działania

techniczne i organizacyjne jest możliwe efektywne bilansowanie sieci.

Mechanizmy bilansowania sieci elektroenergetycznej powinny przede wszystkim

pozwolić na znaczne ograniczenie zjawiska nielegalnego poboru energii elektrycznej.

Wykorzystując proste mechanizmy analityczne, bazując na informacjach o ewidencji sieci

oraz danych pomiarowych, będzie można z dużym prawdopodobieństwem wytypować

odbiorców energii, u których z powodu nielegalnego poboru liczniki zarejestrowały mniejszą

niż wynikałoby to z wyliczeń ilość energii. Oczywiście stwierdzenie nielegalnego poboru

energii elektrycznej będzie wymagało bezpośredniej kontroli u odbiorcy, niemniej dzięki

możliwości wskazania miejsc kontroli, ich skuteczność będzie dużo wyższa niż ma to miejsce

obecnie.

18

Bilansowanie sieci elektroenergetycznej powinno również pozwolić na ograniczenie

strat technicznych wynikających np. ze słabej, jakości połączeń elementów sieci, przeciążenia

transformatorów lub odcinków sieci dystrybucyjnej. W sytuacji, kiedy będziemy mieli

pewność, że w danym segmencie sieci nie ma nielegalnego poboru energii elektrycznej, a

różnica bilansowa będzie wskazywała, że straty są wyższe niż wynikające z wzorców dla

danego typu linii, możliwe będzie wytypowanie miejsc sieci do specjalistycznych przeglądów

i w konsekwencji do ewentualnych napraw, remontów lub modernizacji.

3.2. Wykorzystanie informacji pomiarowych z opomiarowania stacji SN do

zarządzania siecią elektroenergetyczną

Na dzień dzisiejszy opomiarowana jest tylko część stacji średniego napięcia. W

związku z tym nie jest możliwe precyzyjne monitorowanie, w jakich ilościach i w jakim

czasie pobierana jest energia elektryczna w poszczególnych lokalizacjach geograficznych,

przyporządkowanych do konkretnych stacji średniego napięcia.

Powszechne opomiarowanie stacji średniego napięcia pozwoli na zbieranie

szczegółowych informacji o ilości energii elektrycznej dystrybuowanej w ramach

poszczególnych stacji średniego napięcia. Wiedza ta może okazać się bardzo potrzebna w

przypadku wystąpienia deficytu energii w sieci. Zakładając, że informacje dotyczące

przepływów energii przez poszczególne stacje średniego napięcia rejestrowane przez liczniki

bilansujące będą w szybkim czasie przekazywane do Krajowej Dyspozycji Mocy w PSE, na

podstawie wyników pomiarów oraz wiedzy, jakich kategorii odbiorców i jakich lokalizacji

dotyczą będzie możliwe podejmowanie decyzji dotyczących stymulowania zachowania

odbiorców energii w celu obniżenia poboru energii elektrycznej i tym samym zabezpieczenia

systemu elektroenergetycznego przed skutkami przeciążenia.

Stymulacja odbiorców może być realizowana w sposób pasywny lub w sposób

aktywny. W przypadku stymulacji pasywnej odbiorcom energii elektrycznej byłyby

dedykowane odpowiednie taryfy, których celem byłoby spowodowanie obniżenia zużycia

energii elektrycznej w oczekiwanych godzinach doby. W tym przypadku zadziałać powinien

prosty mechanizm ekonomiczny zgodnie, z którym w okresach, w których koszty energii

elektrycznej byłyby wysokie, zużycie energii przez odbiorców byłoby niższe. W praktyce

oznaczałoby to, że odbiorcy sami przeniosą korzystanie z niektórych typów urządzeń na

godziny, w których ceny energii będą dla nich korzystniejsze.

19

Aktywna stymulacja odbiorców polega z kolei (w bardzo dużym uproszczeniu) na

wysłaniu specjalnego sygnału sterującego po otrzymaniu, którego odpowiednia automatyka

sterująca urządzeniami po stronie odbiorcy, podejmie działania związane z optymalizacją

zużycia energii elektrycznej przez np. wyłączenie niektórych urządzeń lub zasygnalizowanie

odbiorcy konieczności obniżenia zużycia energii elektrycznej. Sygnał sterujący oczekiwania

ograniczenia mocy byłby wysyłany w wyniku analizy zużycia energii elektrycznej,

mierzonego przy pomocy liczników bilansujących zainstalowanych na stacjach średniego

napięcia.

Odpowiedź sieci, zarówno w przypadku aktywnej jak i pasywnej stymulacji

odbiorców, będzie obserwowana dzięki pomiarom pozyskiwanym z liczników bilansujących

instalowanych na stacjach średniego napięcia. Głównym celem wprowadzenia takiego

rozwiązania jest zapobieganie konieczności wyłączania zasilania odbiorców w przypadku

deficytu mocy w sieci elektroenergetycznej. Wyłączenia, związane z niedopuszczeniem do

załamania pracy systemu, byłyby realizowane dopiero w sytuacjach niemożliwości

osiągnięcia kontrolowanego obniżenia poboru mocy.

3.3. Kontrola parametrów, jako ści energii elektrycznej

W chwili obecnej, jakość energii elektrycznej dostarczanej do poszczególnych

odbiorców nie podlega na ogół monitorowaniu. Ewentualne działania realizowane w zakresie

pojedynczych odbiorców mają charakter doraźny, wynikający z potrzeby chwili i często są

spowodowane reklamacją odbiorcy energii.

Wdrożenie inteligentnego opomiarowania pozwoli na zwiększenie stopnia kontroli,

jakości energii elektrycznej w całej sieci. Dzięki implementacji w licznikach bilansujących

oraz licznikach komunalnych funkcjonalności pozwalających na monitorowanie parametrów

jakości energii, zostaną stworzone nowe możliwości techniczne dotyczące tego obszaru.

Należy jednak tutaj bardzo wyraźnie podkreślić, że pomiary parametrów jakości energii

elektrycznej w licznikach bilansujących i komunalnych będą miały charakter wyłącznie

pomocniczy, pozwalający w ograniczonym zakresie na stwierdzenie podejrzenia obniżonych

parametrów jakości energii, a nie jednoznaczne stwierdzenie problemu. Ze względu na

koszty, jakie trzeba by ponieść w tym kierunku, inteligentne opomiarowanie w tym zakresie

nie będzie w stanie zastąpić profesjonalnych analizatorów jakości energii elektrycznej14.

14 Rozwój elektroniki mocy powoduje, że sytuację taką należy uznać za przejściową (przyp. red.)

20

Najważniejsze pomiary, które będą wykorzystywane na potrzeby kontroli

parametrów jakości energii realizowane przez licznik bilansujący, zainstalowany na stacji

średniego napięcia, to:

• Rejestracja profilu obciążenia energii czynnej. Przewiduje się, że profil będzie

rejestrowany z rozdzielczością 15 minut. Obserwacja profilu obciążenia energii czynnej

pozwoli między innymi na:

� monitorowanie stopnia obciążenia poszczególnych transformatorów i zapobieganie ich

przeciążeniu.

� monitorowanie stopnia obciążenia obwodów niskiego napięcia i lepsze planowanie

konieczności ich remontów.

• Rejestracja profilu obciążenia energii biernej. Profil będzie rejestrowany z

rozdzielczością 15 minut. Obserwacja profilu obciążenia energii biernej pozwoli na

obniżenie strat przesyłu energii elektrycznej. Posiadając szczegółową wiedzę dotyczącą

obciążenia transformatorów energią bierną, będzie można zaplanować działania związane

z kompensacją mocy biernej bezpośrednio na stacjach średniego napięcia lub działania

związane z odszukaniem odbiorców i skompensowaniem mocy biernej u odbiorców,

których odbiorniki energii elektrycznej są przyczyną nieodpowiedniego obciążenia sieci.

• Pomiar napięć fazowych wraz z opcją ich rejestracji w przypadku przekroczenia

zdefiniowanych progów odchylenia od napięcia znamionowego (zarówno w górę, jak i w

dół) pozwoli na kontrolę wartości napięcia zasilającego w funkcji czasu, w tym również

na wykrywanie i rejestrację czasów braku zasilania odbiorców.

• Pomiar prądów fazowych oraz prądu w przewodzie neutralnym będzie wykorzystywany

do sprawdzania równomierności obciążenia poszczególnych faz transformatorów SN.

Oczywistym jest, że w praktyce pełne zrównoważenie nigdy nie będzie możliwe, jednak

w przypadkach szczególnie dużego niezrównoważenia możliwe będzie podjęcie działań

przekonfigurowania podłączenia odbiorców do sieci, co niewątpliwie może się

przyczynić do poprawy jakości pracy sieci.

3.4. Automatyzacja procesu odczytu wskazań liczników i obniżenie kosztów odczytów

realizowanych przez inkasentów

Ważnym elementem, ze względu na korzyści zarówno dla odbiorcy jak i OSD, jest

automatyzacja procesu odczytu zużycia energii elektrycznej z liczników. Na dzień dzisiejszy

odczyty wskazań liczników są realizowane za pośrednictwem inkasentów. W większości

21

lokalizacji w kraju odczyt zużycia energii na potrzeby fakturowania odbiorcy jest

realizowany, co kilka miesięcy (w odstępach od dwóch do sześciu miesięcy). Skutkuje to tym,

że fakturowanie odbiorców jest realizowane na podstawie prognozowanego zużycia energii

elektrycznej, z czego odbiorcy nie są zadowoleni. Jak pokazuje wiele badań rynku, odbiorca

chce być rozliczany wyłącznie za ilość energii, jaką w rzeczywistości zużył, czyli na

podstawie rzeczywistego odczytu z licznika, realizowanego tuż przed wystawieniem faktury.

Na dzień dzisiejszy takie podejście do rozliczeń jest jednak mocno utrudnione, co wynika z

kosztów odczytów realizowanych przez inkasentów. Rozwiązaniem jest wdrożenie

automatyzacji odczytów liczników energii elektrycznej, dzięki czemu z jednej strony

podniesie się jakość procesu fakturowania i wzrośnie zadowolenie odbiorcy, z drugiej strony

SOD będzie ponosił niższe koszty związane z realizacją odczytów, co poprawi jego

efektywność ekonomiczną (co ze względu na regulowany charakter rynku dystrybucji energii,

jest również korzyścią dla odbiorcy). To, co ważne: aby można było zapewnić, że w

perspektywie czasu koszty odczytów realizowanych przy pomocy infrastruktury

inteligentnego opomiarowania będą niższe od kosztów odczytów realizowanych za

pośrednictwem inkasentów, trzeba doprowadzić do standaryzacji urządzeń inteligentnego

opomiarowania w skali kraju, co przełoży się na niższe koszty zakupu.

Kolejną możliwością wynikającą z automatyzacji odczytów, jest dostarczenie

odbiorcy szczegółowej informacji o tym, w jakich ilościach i w jakich przedziałach czasu

zużywa energię elektryczną. Informacje tego typu już w chwili obecnej są dostępne dla

odbiorców, u których zainstalowano inteligentne liczniki. Dzięki analizie sposobu swojego

zużycia energii, odbiorca będzie mógł ograniczyć koszty ponoszone na zakup energii, np.

przenosząc najbardziej energochłonne czynności w okresy czasu, kiedy energia będzie tańsza.

Mechanizm tego typu będzie zyskiwał na znaczeniu w przyszłości, kiedy zostaną

wprowadzone wielostrefowe taryfy z dużymi różnicami cen energii w poszczególnych

przedziałach czasu.

3.5. Odczyty zużycia energii na żądanie

Kolejnym elementem związanym z inteligentnym opomiarowaniem, pozwalającym

na zwiększenie, jakości obsługi odbiorcy jest możliwość realizacji odczytu zużycia energii

elektrycznej na żądanie. Także dzisiaj taki odczyt jest oczywiście możliwy, niemniej w

związku z tym, że jest on realizowany przez inkasenta, jest to odczyt kosztowny, a czas jego

realizacji to często kilka, kilkanaście dni, co w praktyce skutecznie ogranicza wykorzystanie

danych z tych odczytów. Wdrożenie inteligentnego opomiarowania spowoduje, że odczyt na

22

żądanie będzie można zrealizować w czasie nieprzekraczającym pojedynczych minut, a koszt

realizacji takiego odczytu będzie praktycznie pomijalny. Możliwość skorzystania z szybko

realizowanego, taniego odczytu licznika energii elektrycznej przyczyni się do usprawnienia

procesów zmiany sprzedawcy. Taka zmiana spowoduje również, że sprzedawcy energii będąc

świadomymi, że zmiana sprzedawcy może nastąpić bardzo szybko, położą dużo większy

nacisk na zwiększenie satysfakcji odbiorcy ze swoich usług, w tym na zapewnienie bardziej

konkurencyjnych ofert niż to ma miejsce obecnie, co niewątpliwie przełoży się na

wzmocnienie pozycji odbiorcy i wzrost jego satysfakcji.

3.6. Zdalna windykacja

Działania windykacyjne polegające na odłączeniu odbiorcy od sieci, których

realizacja jest pochodną niepłacenia przez odbiorców rachunków za energię elektryczną, są w

chwili obecnej działaniami powodującymi niepotrzebnie wysokie koszty, przenoszone

finalnie na odbiorcę końcowego. Dodatkowo, ze względu do represyjny charakter tych

działań względem odbiorcy, realizacja działań windykacyjnych często jest utrudniona, a

nieraz nawet niebezpieczna dla realizujących je służb. Wdrożenie inteligentnego

opomiarowania niesie ze sobą nowe możliwości, których wykorzystanie może przyczynić się

do poprawy sytuacji w tym obszarze.

Każdy licznik energii elektrycznej, instalowany w ramach wdrożenia inteligentnego

opomiarowania, posiada wbudowany stycznik, którym można zdalnie sterować i przy jego

pomocy załączać lub odłączać dostawy energii do odbiorcy. Wykorzystanie tego mechanizmu

do realizacji działań związanych z windykacją należności jest nieporównywalnie tańsze i

skuteczniejsze niż działania realizowane na obecnych zasadach. Wykorzystanie do działań

windykacyjnych stycznika w liczniku energii może też w dłuższej perspektywie czasu

zmobilizować odbiorców do systematycznego płacenia rachunków za energię, co z kolei

korzystnie przełoży się na płynność finansową po stronie dystrybutorów oraz sprzedawców

energii elektrycznej. Odbiorca, mając świadomość szybkości i skuteczności działań

windykacyjnych, będzie przykładał większą wagę do terminowości regulowania swoich

zobowiązań.

Innym aspektem związanym z działaniami windykacyjnymi jest możliwość

wykorzystania funkcji ograniczenia mocy dostępnej dla odbiorcy, zamiast jego

natychmiastowego odłączania od dostaw energii. Każdy licznik energii elektrycznej,

instalowany w ramach systemu inteligentnego opomiarowania posiada taką funkcjonalność.

Jej wykorzystanie, pomimo restrykcyjnego charakteru działań windykacyjnych, pozwoli na

23

ograniczenie ich uciążliwości dla odbiorcy. Wykorzystanie funkcji ograniczania dostępnej

mocy zamiast wyłączania odbiorcy może też mieć zastosowanie do ochrony tzw. odbiorców

wrażliwych, gwarantując im zawsze minimum energii elektrycznej w ramach minimum

socjalnego.

3.7. Możliwość odczytów liczników innych mediów

Systemy inteligentnego opomiarowania to nie tylko odczyty liczników energii

elektrycznej. Budowa sieci inteligentnej w zakresie obsługi mediów wykorzystujących

energię elektryczną może w przyszłości, – jeśli taka będzie wola dostawców - przyczynić się

również do usprawnień w zakresie obsługi pomiarów pochodzących z liczników innych

mediów, np. wody, ciepła, gazu. Budowana w ramach inteligentnego opomiarowania

infrastruktura telekomunikacyjna z powodzeniem może zostać wykorzystana do przesyłania

informacji z innych typów urządzeń, niż tylko liczniki energii elektrycznej. Podejście takie z

jednej strony zapewni, że koszty eksploatacji inteligentnego opomiarowania będą mogły

zostać rozłożone na wielu interesariuszy, z drugiej strony dla odbiorcy będzie mogła zostać

dostarczona kompleksowa informacja o kosztach i sposobie wykorzystania wszystkich

mediów. Oczywiście realizacja tego typu przedsięwzięcia będzie wymagała szerokiej

współpracy pomiędzy wieloma podmiotami na rynku, szczególnie w zakresie opracowania

standardów komunikacji i wymiany informacji, niemniej pierwsze praktyczne doświadczenia

związane z inteligentnym opomiarowaniem pokazują, że jest to możliwe.

3.8. Uproszczona procedura przyłączenia mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej

Istotnym z punktu widzenia prosumenta novum wprowadzonym nowelizacją jest

wyodrębnienie pojęcia mikroinstalacji i małej instalacji, definiowanych odpowiednio, jako

odnawialne źródło energii o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej nie większej niż

40 kW, przyłączonej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż

110 kV lub o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej nie większej niż 120 kW (mikroinstalacja)

oraz odnawialne źródło energii o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej większej niż

40 kW i nie większej niż 200 kW przyłączone do sieci elektroenergetycznej o napięciu

znamionowym niższym niż 110 kV lub o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej większej niż

120 kW i nie większej niż 600 kW. Takie wyodrębnienie pozwoliło ustawodawcy na

określenie odrębnej, rewolucyjnej z punktu widzenia operatorów sieci, ścieżki przyłączenia

mikroinstalacji. Rewolucyjnej, bowiem w przypadku, gdy o przyłączenie do sieci

mikroinstalacji występuje podmiot już przyłączony do sieci, jako odbiorca końcowy, a moc

zainstalowana takiej instalacji nie jest większa niż określona w wydanych temu odbiorcy

24

warunkach przyłączenia, przyłączenie mikroinstalacji odbywa się na podstawie niezwykle

uproszczonej procedury. Zamiast obowiązku występowania o wydanie warunków

przyłączenia, oczekiwania na wydanie tych warunków oraz zawarcia na ich podstawie

umowy o przyłączenie, wystarczające będzie dokonanie zgłoszenia do właściwego operatora

sieci oraz zainstalowanie odpowiednich układów zabezpieczających oraz układu pomiarowo-

rozliczeniowego. Regulacje te nie przewidują wpływu operatorów sieci na liczbę i moc

przyłączanych mikroźródeł, co – przy poparciu przez operatorów rozwoju odnawialnych

źródeł energii – budzi jednocześnie uzasadnione obawy, związane z obowiązkiem

zapewnienia bezpieczeństwa i niezawodności pracy sieci. Z kolei panele fotowoltaiczne –

przewidywane, jako najczęściej wykorzystywane mikroźródła – pracują lokalnie

jednocześnie, i to najczęściej generując największą moc w godzinach południowych, kiedy to

z kolei zużycie energii na potrzeby własne jest stosunkowo niskie. Rodzi to ryzyko przeciążeń

sieci i automatycznych wyłączeń. Praktyka pokaże, na ile obawy te się sprawdzą, będzie to

niewątpliwie zależne od poziomu i tempa rozwoju rynku prosumenckiego. Pozostaje nadzieja,

iż podczas prac nad ustawą o odnawialnych źródłach energii wykorzystane zostaną zarówno

pierwsze doświadczenia polskie, jak i doświadczenia innych państw, które wcześniej

zdecydowały się na wsparcie rozwoju rozproszonej energetyki prosumenckiej. Zarówno

operatorom sieci, jak i prosumentom, pozostaje także oczekiwanie na nowe zapisy

rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania

systemu elektroenergetycznego, które na mocy przepisów „małego trójpaku” ma zostać

wzbogacone o szczegółowe warunki przyłączenia, wymagania techniczne oraz warunki

współpracy mikroinstalacji z systemem elektroenergetycznym.

Informacją istotną dla podmiotów chcących zainwestować we własne źródło energii

odnawialnej jest to, iż przyłączanie każdej mikroinstalacji do sieci – niezależnie od tego, czy

dokonuje tego odbiorca końcowy, czy też podmiot nowo przyłączany – następuje

nieodpłatnie.

Ponadto wprowadzono zapis, iż wytwarzanie energii w mikroinstalacji przez osobę

fizyczną niebędącą przedsiębiorcą w rozumieniu ustawy o swobodzie działalności

gospodarczej, a także sprzedaż tej energii przez tę osobę, nie jest traktowana, jako działalność

gospodarcza w rozumieniu tej ustawy. Nałożono jednocześnie na sprzedawcę z urzędu

obowiązek zakupu energii wytworzonej w mikroinstalacji przyłączonej do sieci

dystrybucyjnej znajdującej się na terenie obejmującym obszar działania tego sprzedawcy,

określając przy tym, iż zakup tej energii odbywa się po cenie równej 80% średniej ceny

25

sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym, ogłaszanej przez Prezesa

Urzędu regulacji Energetyki do końca pierwszego kwartału kolejnego roku.

Nowelizacja wprowadziła system certyfikacji instalatorów mikroinstalacji,

wymagany dyrektywą 2009/28/WE. Zdecydowano się na fakultatywną, zamiast

obligatoryjnej (jak pierwotnie planowano) certyfikację takich specjalistów. Zgodnie z ustawą

osoba dokonująca instalacji mikroinstalacji lub małych instalacji może wystąpić z wnioskiem

do Prezesa Urzędu Dozoru Technicznego o wydanie certyfikatu potwierdzającego posiadanie

przez instalatora kwalifikacji do instalowania:

• kotłów i pieców na biomasę,

• systemów fotowoltaicznych,

• słonecznych systemów grzewczych,

• pomp ciepła,

• płytkich systemów geotermalnych.

Uzyskanie certyfikatu poprzedzić powinno zaliczenie kursu organizowanego przez

akredytowaną jednostkę szkoleniową oraz zaliczenie egzaminu. O wydanie dokumentu bez

kursu i konieczności zdawania egzaminu ubiegać mogą się jednak osoby posiadające

odpowiednie kwalifikacje (wymienione w ustawie).

3.9. Obszary współpracy prosumenta z operatorem systemu dystrybucyjnego

Ustawodawca nowelizacją wprowadził nowe obowiązki związane z wytwarzaniem

energii w mikroinstalacji: informacyjne – dla wytwórcy energii oraz sprawozdawcze – dla

operatora systemu dystrybucyjnego. W nowym art. 9w Prawa energetycznego wskazano,

bowiem, iż właściciel mikroinstalacji winien informować operatora, do którego sieci jest

przyłączone mikroźródło, o zmianie rodzaju mikroinstalacji oraz zainstalowanej mocy

elektrycznej w mikroinstalacji w terminie 14 dni od dnia zaistnienia tej zmiany.

Domniemywać można, iż dotyczy to zmiany tylko i wyłącznie w ramach przyznanej odbiorcy

końcowemu mocy przyłączeniowej, określonej w wydanych mu warunkach przyłączenia. W

przeciwnym wypadku przyłączenie mocy powyżej przyznanej w warunkach wymagać będzie

tradycyjnej procedury przyłączeniowej i podpisania stosownej umowy. Przekazanie tych

informacji w terminie do OSD jest istotne zarówno z punktu widzenia zapewnienia przez

operatorów bezpieczeństwa pracy sieci i wiedzy na temat przyłączonych mocy wytwórczych,

jak też z powodu obowiązków sprawozdawczych wobec Prezesa URE. Operator ma, bowiem

obowiązek – na podstawie przekazanych przez właściciela mikroinstalacji informacji oraz w

26

oparciu o informacje własne, posiadane choćby z odczytów wskazań układu pomiarowo-

rozliczeniowego – do sporządzenia sprawozdania półrocznego zawierającego wykaz osób

fizycznych wytwarzających energię elektryczną w mikroinstalacji oraz dane dotyczące ilości

energii wytworzonej w mikroinstalacji i wprowadzonej do sieci OSD, a także dane dotyczące

rodzaju mikroinstalacji, jej lokalizacji oraz zainstalowanej mocy elektrycznej. Sprawozdanie

takie ma być przekazywane Prezesowi URE w ciągu 30 dni od dnia zakończenia półrocza,

celem jego publikacji w Biuletynie Informacji Publicznej URE. Niewątpliwie otwiera się tutaj

pole do określenia zasad współpracy pomiędzy wytwórcami energii w mikroinstalacji a

operatorami, gdyż o ile ustawodawca uregulował kwestie sfinansowania układu pomiarowo-

rozliczeniowego na potrzeby rozliczeń z tytułu energii wytworzonej i wprowadzonej do sieci,

a także obowiązki informacyjne wytwórcy w zakresie rodzaju i mocy zainstalowanej

mikroinstalacji oraz ich mocy, o tyle bez regulacji pozostawił kwestie układu pomiarowego

wewnętrznego, na bazie odczytów, którego będzie można określić ilość energii wytworzonej

w mikroinstalacji i zużytej przez wytwórcę na potrzeby własne. Stosując analogicznie

przepisy dotyczące określenia ilości energii wytworzonej w odnawialnym źródle na potrzeby

świadectw pochodzenia zawarte w art. 9e ust. 5, urządzenie pomiarowo-rozliczeniowe

zapewnić winien wytwarzający energię. Należy liczyć na to, iż mimo braku jednoznacznej

regulacji, dobre praktyki zostaną wypracowane, a ewentualne luki w prawie ujawnione

podczas jego stosowania, wypełnione przez prawodawcę podczas kolejnej zmiany ustawy

bądź poprzez zapisy nowego rozporządzenia „systemowego”.

Na gruncie uproszczonej procedury przyłączenia mikroinstalacji do sieci

podstawowym punktem styku prosumenta z OSD jest moment zgłoszenia przyłączenia

mikroinstalacji przez przyszłego wytwórcę, o którym mowa w art. 8d4 Prawa energetycznego.

W tym momencie winny być doprecyzowane te elementy, które nie zostały określone w

przepisach ustawy. Wychodząc naprzeciw potrzebom prosumentów, OSD opracowali i

zamieścili na swoich stronach internetowych wzory zgłoszeń, nie tylko zawierające elementy

istotne określone w art. 8d5, tj. miejsce na oznaczenie podmiotu ubiegającego się o

przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej oraz określenie rodzaju i mocy

mikroinstalacji oraz informacje niezbędne do zapewnienia spełnienia przez mikroinstalację

wymagań technicznych i eksploatacyjnych wskazanych w art. 7a Pe. Przepis ten stanowi, iż

przyłączane do sieci urządzenia instalacje i sieci muszą spełniać wymagania techniczne i

eksploatacyjne zapewniające w szczególności bezpieczeństwo funkcjonowania systemu

elektroenergetycznego, zabezpieczenie systemu przed uszkodzeniami spowodowanymi

27

niewłaściwą pracą przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci, zabezpieczenie przyłączonych

urządzeń, instalacji i sieci przed uszkodzeniami w przypadku awarii lub wprowadzenia

ograniczeń w poborze lub dostarczaniu paliw gazowych lub energii, dotrzymanie w miejscu

przyłączenia parametrów jakościowych energii, spełnienia wymagań w zakresie ochrony

środowiska oraz możliwość dokonywania pomiarów wielkości i parametrów niezbędnych do

prowadzenia ruchu sieci oraz rozliczeń za pobrane paliwa lub energię.

W tym miejscu pojawia się pytanie, które zadają sobie zarówno operatorzy

systemów elektroenergetycznych, jak i wytwórcy czytając znowelizowane Prawo

energetyczne, a mianowicie, jakie uprawnienia są wymagane dla dokonania instalacji

mikroinstalacji lub małych instalacji do sieci. Nowelizacja wprowadziła do ustawy – Prawo

energetyczne nowy rozdział 3b poświęcony warunkom i trybowi wydawania certyfikatów

instalatorom mikroinstalacji i małych instalacji oraz akredytowania organizatorów szkoleń. W

pierwszym z przepisów tego rozdziału – art. 20h stanowi, iż osoba dokonująca instalacji

mikroinstalacji lub małych instalacji, określana dalej w ustawie, jako „instalator”, może

wystąpić do Prezesa Urzędu Dozoru Technicznego z wnioskiem o wydanie certyfikatu, czyli

dokumentu potwierdzającego posiadanie przez instalatora kwalifikacji do instalowania takich

rodzajów odnawialnego źródła energii, jak kotły i piece na biomasę, systemy fotowoltaiczne,

słoneczne systemy grzewcze, pompy ciepła lub płytkie systemy geotermalne. Na bazie tego

przepisu, obowiązek posiadania przez instalatora certyfikatu wydaje się być fakultatywnym,

niemniej jednak względy celowościowe oraz dalsza lektura ustawy prowadzi do wniosku, iż

winien być on obligatoryjny. Zgodnie, bowiem z art. 20h, osoby będące obywatelami państwa

członkowskiego Unii Europejskiej oraz osoby będące obywatelami innych państw, którym na

podstawie umów międzynarodowych lub przepisów prawa Unii Europejskiej przysługuje

prawo podjęcia zatrudnienia na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, mogą instalować

mikroinstalacje lub małe instalacje, jeżeli posiadają ważny certyfikat lub równoważny

dokument wydany w tym państwie zgodnie z kryteriami określonymi w załączniku IV

dyrektywy 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych i

zgłoszą Prezesowi UDT zamiar rozpoczęcia instalacji mikroinstalacji i małej instalacji nie

później niż 30 dni przed zamierzonym rozpoczęciem instalacji lub certyfikat wydany na

zasadach określonych w Prawie energetycznym. Lektura tego zapisu nie pozostawia

wątpliwości, iż także obywatele polscy, jako obywatele państwa członkowskiego Unii

Europejskiej, są obowiązani – dla możliwości instalowania mikroinstalacji – posiadać

certyfikat. Być może intencja ustawodawcy była inna i przepis ten miał dotyczyć obywateli

28

innych niż Polska państw unijnych15, jednakże jego brzmienie w obecnej redakcji jest

jednoznaczne.

Wracając jednak do elementów zgłoszenia, celowym jest zamieszczenie w nim

także takich zapisów jak oświadczenie osoby uprawnionej, że mikroinstalacja w danym

obiekcie została wykonana zgodnie z obowiązującymi przepisami i zasadami wiedzy

technicznej i znajduje się w stanie umożliwiającym załączenie jej pod napięcie oraz że spełnia

wymagania techniczne i eksploatacyjne, o których mowa w art. 7a Pe. Ponadto winno się w

nim znaleźć wymagane przepisami ustawy – Prawo energetyczne oświadczenie o posiadaniu

tytułu prawnego do nieruchomości, na której planowana jest inwestycja oraz do samej

mikroinstalacji określonej w zgłoszeniu. W związku z tym, iż moment zgłoszenie jest

fundamentalnym dla przyłączenia do sieci i rozpoczęcia współpracy z przedsiębiorstwem

sieciowym, a także mając na względzie nałożone na wytwórców i operatorów sieci obowiązki

sprawozdawcze, zasadnym wydaje się także zamieszczenie w zgłoszeniu informacji o miejscu

zainstalowania układu pomiarowego, na podstawie, którego osoba, o której mowa w art. 9u

ustawy dokonywać będzie zgłoszeń ilości energii elektrycznej wytworzonej w

mikroinstalacji, a także oświadczenia przyszłego wytwórcy o przyjęciu zobowiązań

sprawozdawczych. Ponadto do zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji należy załączyć

dokumenty potwierdzające parametry techniczne, charakterystykę ruchową i eksploatacyjną

przyłączanej mikroinstalacji, w tym specyfikację techniczną mikroinstalacji oraz schemat

elektryczny wskazujący sposób przyłączenia mikroinstalacji do instalacji wewnętrznej

obiektu. Wymogi te winny zostać doprecyzowane w nowym rozporządzeniu „systemowym”,

dostosowanym do znowelizowanej ustawy.

3.10. Ochrona danych pomiarowych

W nowelizacji pojawił się nowy zapis stanowiący, iż operatorzy systemów

dystrybucyjnych instalujący u odbiorców końcowych przyłączonych do ich sieci liczniki

zdalnego odczytu są obowiązani chronić dane pomiarowe dotyczące tych odbiorców na

zasadach określonych w ustawie z dnia 29 sierpnia 1997 r. o ochronie danych osobowych.

Jednocześnie definiuje jedynie pojęcie „liczniki zdalnego odczytu”, jako zespół urządzeń

służących do pozyskiwania danych pomiarowych, umożliwiający dwustronną komunikację z

systemem teleinformatycznym. Mimo, że kompleksowe regulacje dotyczące wdrożenia

15 Prawo unijne uniemożliwia przyjęcie takiej konstrukcji, ponieważ dyskryminowałaby ona nadmienionych

obywateli nie - Polaków

29

inteligentnego opomiarowania w sieci energetycznej nie zostały przyjęte w ostatniej

nowelizacji prawa energetycznego, zgodnie ze stanowiskiem Prezesa URE „funkcjonujący już

dziś model rynku energii w Polsce pozwala na zabezpieczenie prywatności odbiorców.

Wynika to m.in. z ustawowo określonych zadań pełnionych przez operatorów systemów

dystrybucyjnych, którzy dysponują danymi pomiarowymi. Informacje te mogą być przez nich

wykorzystywane jedynie w celach wynikających z działań realizowanych na podstawie

uzyskanej przez Prezesa URE koncesji lub w oparciu o przepisy, umożliwiające

przekazywanie wybranych danych do innych podmiotów. W przypadku braku odpowiednich

regulacji prawnych, ww. informacje mogą być udostępniane wyłącznie za indywidualną

zgodą odbiorcy energii. Ponadto, konieczność ochrony danych osobowych już we wstępnej

fazie wdrażania projektu sieci smart, wynika także m.in. z zalecenia Komisji Europejskiej z

marca 2012 r. w sprawie przygotowań do rozpowszechniania inteligentnych systemów

pomiarowych.” 16

Choć nie ma jak na razie pewności, co do sposobu wdrożenia do polskiego porządku

prawnego przepisów dotyczących obowiązku zainstalowania przez operatorów liczników

zdalnego odczytu, tj. czy będzie to miało miejsce w nowej ustawie – Prawo energetyczne, czy

w nowelizacji obecnie obowiązującej ustawy, czy też może jeszcze w ramach ustawy o

odnawialnych źródłach energii – wiadomo jednak, iż projektowane przez Ministerstwo

Gospodarki przepisy regulują funkcjonowanie rynku energii z nowym podmiotem, którym ma

być operator informacji pomiarowych (OIP). Doprecyzowują jednocześnie m.in. rolę i

zadania OIP, sposób oraz zasady przekazywania danych pomiarowych pomiędzy

uczestnikami rynku oraz prawa i obowiązki operatorów związane z wdrożeniem i

funkcjonowaniem liczników zdalnego odczytu.

Postęp technologiczny – związany zarówno z wdrożeniem inteligentnego

opomiarowania, jak i produkcją coraz to nowych i efektywniejszych systemów

wykorzystujących energię odnawialną, możliwych do zastosowania w gospodarstwach

domowych – ma umożliwi ć „zmianę roli konsumenta z biernego klienta w aktywnego

uczestnika rynku zarządzającego świadomie swoją konsumpcją energii i wytwarzającego

energię na bazie urządzeń mikrogeneracji. (…) To właśnie dynamicznie rozwijający się rynek

energetyczny, a konkretnie coraz bardziej świadomy udział konsumentów w rynku

16 Źródło: www.ure.gov.pl „Stosowanie inteligentnego opomiarowania w parze z ochroną prywatności

odbiorców energii”

30

energetycznym oraz wzrastające wymagania w zakresie oferowanych usług i ich jakości, stają

się motorem do zmian zasad funkcjonowania rynku energetycznego. Konsument staje się

coraz bardziej aktywnym uczestnikiem rynku, co dzieje się między innymi jego zaangażowania

w wytwarzanie energii elektrycznej na potrzeby własne, z możliwością sprzedaży

generowanych nadwyżek energii do podmiotów zewnętrznych.”17

4. Niezbędność ujednolicenia standardów Smart Meteringu z punktu

widzenia dystrybutorów

Rynek inteligentnego opomiarowania jest w chwili obecnej rynkiem stosunkowo

nowym. Wielu producentów posiada w swojej ofercie różnego typu elementy infrastruktury

inteligentnego opomiarowania, niemniej elementy te współpracują wyłącznie z produktami

tego samego producenta lub niewielkiej grupy producentów. Pomimo wykorzystywania przy

projektowaniu urządzeń wielu norm i standardów, stan na dzień dzisiejszy jest taki, że

większość urządzeń nie będzie ze sobą wzajemnie współpracowała.

Typowy system inteligentnego opomiarowania składa się z kilku podstawowych

elementów: jedno i trójfazowych komunalnych liczników energii, liczników bilansujących,

koncentratorów danych pomiarowych, łączy transmisji danych oraz centralnego systemu

informatycznego.

Przy projektowaniu architektury systemu inteligentnego opomiarowania, system

należy bezwzględnie podzielić na warstwy i zapewnić, aby komunikacja pomiędzy

poszczególnymi warstwami była realizowana z wykorzystaniem standardowych i otwartych

protokołów. Nieprzestrzeganie tej zasady będzie powodowało uzależnienie od dostawców

komponentów i co jest z tym związane wysokie koszty wdrożenia, utrzymania i późniejszego

rozwoju całego systemu.

Architektura prawidłowo zaprojektowanego systemu powinna być podzielona na:

• warstwę aplikacyjną,

• warstwę telekomunikacyjną,

• warstwę pomiarową oraz

17 „Infrastruktura Sieci Domowej (ISD) w ramach Inteligentnych Sieci/HAN within Smart Grids. Raport

podsumowujący.” A.T.Kearney

31

• warstwę infrastruktury sieci domowej (planowaną do wdrożenia w przyszłości), gdzie

poszczególne warstwy komunikują się pomiędzy sobą z wykorzystaniem standardowych

protokołów komunikacyjnych.

W przypadku warstwy aplikacyjnej oraz warstwy telekomunikacyjnej obecna

sytuacja jest stosunkowo prosta. Powszechnymi protokołami wykorzystywanymi do

komunikacji w tych warstwach są protokoły oparte o TCP / IP. Jest to oczywiście duże

uproszczenie, gdyż pod uwagę należy brać szereg opcji wynikających ze stosowania TCP / IP,

niemniej ze względu na dojrzałość rynku w tym segmencie, wyłącznie od decyzji

zamawiającego zależą szczegóły implementacji. Na rynku jest wiele podmiotów oferujących

systemy aplikacyjne oraz telekomunikacyjne i o ile umożliwi się im udział w przetargach na

dostawy infrastruktury, są one w stanie dostarczyć praktycznie każde rozwiązanie.

Sytuacja jest natomiast dużo bardziej skomplikowana dla warstwy pomiarowej w

skład, której wchodzą komunalne liczniki energii, liczniki bilansujące oraz koncentratory

danych pomiarowych. Warstwa ta jest najkosztowniejszym elementem systemu infrastruktury

inteligentnego opomiarowania. Kluczem do optymalizacji kosztów infrastruktury pomiarowej

jest zapewnienie pełnej wymienności urządzeń w tej warstwie. W uproszczeniu chodzi o to,

aby licznik jednego producenta można było zastąpić licznikiem drugiego producenta.

Podobnie powinno być z koncentratorami danych pomiarowych.

Na dzień dzisiejszy w Polsce zostało przyjęte rozwiązanie, bazujące na tym, że

liczniki będą komunikowały się z koncentratorami danych pomiarowych z wykorzystaniem

protokołu PLC (Power Line Communications), gdzie medium komunikacyjnym jest linia

energetyczna 230V zasilająca odbiorcę. Rozwiązanie takie jest o tyle wygodne, że nie

potrzeba ponosić żadnych dodatkowych opłat związanych z transmisją danych od licznika do

koncentratora danych (który z systemem aplikacyjnym komunikuje się za pośrednictwem

łączy telekomunikacyjnych, wykorzystując protokoły TCP/IP).

Obecnie jednym z większych problemów rynku polskiego jest brak możliwości

dojścia do porozumienia w zakresie wskazania jednego, wspólnego dla całego kraju protokołu

komunikacji pomiędzy licznikami i koncentratorami danych. Wybór jednego rozwiązania,

oczywiście po jego dostosowaniu do specyficznych wymagań polskiego Urzędu Regulacji

Energetyki i krajowych dystrybutorów energii, pozwoliłby w pewnej perspektywie czasu na

zapewnienie pełnej wymienności urządzeń pomiędzy różnymi producentami. Problem w tym,

że wielu producentów preferuje konkretne technologie i są w stanie wesprzeć wprowadzenie

32

w Polsce konkretnego standardu, pod warunkiem, że będzie to ich standard. Stan taki wynika

z faktu, że producenci nie mają interesu w tym, aby w Polsce został wprowadzony standard,

którego wdrożenie doprowadzi do zwiększenia konkurencyjności pomiędzy dostawcami i tym

samym do obniżenia cen infrastruktury pomiarowej.

Aby wdrożenie inteligentnego opomiarowania było realizowane w Polsce po

możliwych do zaakceptowania kosztach, niezbędne jest wypracowanie szeroko rozumianego

standardu komunikacji pomiędzy licznikami energii elektrycznej oraz koncentratorami

danych pomiarowych. Standaryzacja jest niezbędna zarówno w obszarze warstwy fizycznej

komunikacji jak i modelu danych.

5. Potrzeba ujednolicenia standardów komunikacji i wymiany danych z

punktu widzenia sprzedawców

Zgodnie z podejściem Prezesa URE18 fundamentalnymi celami wdrożenia smart

gridu są:

• poprawa bezpieczeństwa pracy KSE – aspekt techniczny,

• poprawa konkurencyjności rynku energii – aspekt ekonomiczny,

• stworzenie warunków dla efektywnego wzrostu udziału energii odnawialnej w krajowym

bilansie zużycia energii – aspekt ekologiczny,

• upodmiotowienie odbiorcy i stworzenie możliwości poprawy efektywności,

energetycznej – aspekt ekonomiczny i klimatyczny.

Jednym z celów cząstkowych mających znaczenie dla wszystkich ww. celów

fundamentalnych wdrożenia smart gridu/smart meteringu w Polsce jest konieczność

ujednolicenia standardów komunikacji i wymiany danych pomiędzy poszczególnymi

uczestnikami rynku energii elektrycznej, ale w szczególności na linii OSD – sprzedawcy.

Liczne podejmowane dotychczas (do trzeciego kwartału 2013 roku) próby ujednolicenia nie

doczekały się praktycznego wdrożenia. Zakłada się, że w przypadku decyzji polskiego rządu

o wdrożeniu OIP, ujednolicenie takie wymusiłoby prawnie konieczność przesyłania danych

w zestandaryzowanych formatach do jednego podmiotu – OIP. Trudno wyobrazić sobie

poprawne działanie OIP w przypadku otrzymywania danych w różnych formatach

i standardach.

18 Woszczyk M.: URE na rzecz wdrożenia inteligentnych sieci. Warszawa 18 września 2012 r.

33

Próby ujednolicenia standardów komunikacji i wymiany danych miały miejsce

zarówno w publikowanych przez Prezesa URE stanowiskach (w tym w pierwszym

Stanowisku w sprawie niezbędnych wymagań wobec wdrażanych przez OSD inteligentnych

systemów pomiarowo-rozliczeniowych z uwzględnieniem funkcji celu oraz proponowanych

mechanizmów wsparcia przy postulowanym modelu rynku – maj/czerwiec 2011 r.), jak i w

prowadzonych przez PTPiREE i TOE pracach (2009-2013) nad standardem generalnej

umowy dystrybucji regulującej zasady współpracy pomiędzy OSD a sprzedawcami energii

elektrycznej.

W ramach prowadzonych z udziałem przedstawicieli URE prac przygotowawczych

do wdrożenia smart gridu/smart meteringu opracowano liczne rozwiązania, szczegółowe

schematy działań OIP oraz relacji pomiędzy uczestnikami rynku pomiarów (patrz rysunek 5

poniżej) także w kontekście działania i rozliczeń prosumentów.

Rysunek 5: Schematyczne relacje pomiędzy uczestnikami rynku pomiarów [Źródło: Hewlett-Packard Polska]

Głównymi problemami standardów komunikacji i wymiany danych na rynku energii

elektrycznej są19 :

� odczyt na moment zmiany sprzedawcy,

� wymiany licznika,

19 Ostrowski W.: Szanse i zagrożenia dla Operatora Informacji Pomiarowych. Doświadczenia Innsoft Sp. z o. o.,

Konferencja: Operator Informacji Pomiarowych – pozycja na rynku (kluczowe problemy prawne i biznesowe),

Warszawa, 26 marca 2013 r.

34

� zmiany odbiorcy,

� zmiany taryfy OSD lub sprzedawcy,

� konieczności korekt,

� prognozy,

� różne źródła danych (inkasent, zdalny odczyt, odczyt i podanie danych przez odbiorcę

końcowego);

• brak jednolitych trybów udostępniania danych uwzględniających:

� dane godzinowe, dane ilościowe, dane odczytowe;

� okresy udostępniania danych w zależności od typu danych;

� prognozy i korekty danych;

� sposób udostępniania danych (e-mail, www, serwery ftp);

� bezpieczeństwo udostępniania danych w zakresie przekazywania ich tylko

uprawnionym podmiotom (sprzedawcom energii elektrycznej lub podmiotom

odpowiedzialnym za bilansowanie);

• brak jednolitych (i spójnych) procedur odczytywania i przekazywania danych

w odniesieniu do:

� procesów zmiany sprzedawcy;

� wymiany/legalizacji liczników,

� zmiany taryf (OSD lub sprzedawców),

� zmiany odbiorcy w punkcie poboru energii elektrycznej.

W przypadku sprzedawców energii elektrycznej poza ww. problemami,

dodatkowymi elementami wskazującymi na pilną potrzebę ujednolicenia standardów

komunikacji i wymiany danych są: wdrażane systemy odczytu danych z platform PWI OSD

(różne formaty i tryby udostępniania danych, konieczność wystawiania faktur w okresach

skorelowanych z okresami rozliczeniowym OSD) oraz brak kompletnych i „pewnych”

danych o pozyskanych odbiorcach (próba wprowadzenia w 2013 roku formatki

ujednoliconych danych w postaci tzw. paszportu odbiorcy – PPE nie zakończyła się

sukcesem).

Obowiązujący dziś, przedstawiony na poniższym rysunku 6. schemat wymiany

danych znaczenie utrudnia działanie sprzedawców energii elektrycznej, a w przyszłości

relację sprzedawców z prosumentami.

35

Rysunek 6: Poglądowy schemat wymiany danych pomiędzy OSD a sprzedawcami20

Wszystkie wymienione powyżej aspekty mają i będą miały wpływ na relacje

pomiędzy OSD, sprzedawcami i odbiorcami, w tym w szczególności klientami

zamierzającymi być prosumentami. Brak pilnego rozwiązania problemu standaryzacji

komunikacji i wymiany danych może znacznie utrudnić praktyczne wdrożenie modelu

prosumenta w inteligentnej sieci energetycznej. Niezależnie od przyjętego modelu („z” albo

„bez OIP”) rozwiązanie problemów standaryzacji komunikacji i wymiany danych usprawni

wszelkie procesy na rynku energii elektrycznej. Zmiany rozwiązujące te problemy (np.

narzucenie na poziomie prawa standardów) powinno się wprowadzać zarówno na poziomie

ustawowym, aktów wykonawczych (rozporządzeń), jak i zapisów IRiESD.

6. Wpływ elementów sieci inteligentnych na obniżenie wskaźników

niezawodności sieci – doświadczenia Energa Operator

6.1. Niezawodność sieci w Polsce na tle krajów Unii Europejskiej

Zgodnie z § 41 ust. 3 rozporządzenia Ministra Gospodarki, w sprawie

szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, operator systemu

dystrybucyjnego elektroenergetycznego, do dnia 31 marca każdego roku, jest obowiązany

podać do publicznej wiadomości wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu

energii elektrycznej w poprzednim roku. Oprócz obowiązku prawnego, wskaźniki SAIDI,

20 Ibidem

36

SAIFI oraz MAIFI są jednymi z podstawowych kryteriów oceny efektywności technicznej

firmy zajmującej się dystrybucją energii.

W Polsce, jak wynika z analiz Instytutu Energetyki w Gdańsku wskaźniki SAIDI i

SAIFI, (bez katastrofalnych) historycznie w 2010 roku kształtowały się na poziomie około 16

razy wyższym niż w Niemczech; 4 razy wyższym niż w Wielkiej Brytanii i około 3 razy

wyższym niż na Węgrzech. I choć sytuacja z roku na rok ulega poprawie dzięki działaniom w

zakresie modernizacji sieci przez OSD to ciągle wiele brakuje do osiągnięcia europejskiej

średniej wynoszącej 190 minut na osobę (łącznie z katastrofalnymi).

W 2012 roku SAIDI dla Energa-Operator wyniósł 309 minut. Jednak warto

zauważyć, że rok 2012 był wyjątkowo łaskawy pod względem aury. Do obniżenia wskaźnika

oprócz aury przyczyniły się także działania inwestycyjno-modernizacyjne np. wymiana

przewodów średniego napięcia na niepełno izolowane czy automatyzacja sieci średniego

napięcia (SN). W 2012 Energa-Operator zaczęła także badać, w jaki sposób infrastruktura

sieci inteligentnych może wpływać na obniżenie wskaźnika SAIDI.

6.2. Projekt Inteligentny Półwysep

Poligonem doświadczalnym w zakresie budowy rozwiązań sieci inteligentnej jest

Półwysep Helski. Obszar ten obejmuje około 10 tysięcy odbiorców, z tym, że liczba ta

gwałtownie rośnie w czasie wakacyjnym. Infrastruktura objęta projektem to ok. 200 km linii

średniego napięcia, 150 km linii niskiego napięcia oraz 100 stacji transformatorowych.

Głównym celem projektu jest zapewnienie jak najwyższej jakości dostaw energii elektrycznej

do odbiorców oraz umożliwienie oferowania im nowych produktów i usług. W swoich

założeniach jest to projekt pilotażowy, który ma dać odpowiedź na ile testowane rozwiązania

z zakresu inteligentnych sieci będą skalowalne na obszar całego działania Energa-Operator

(E-OP).

Projekt został zaprojektowany, jako trzyetapowy. I etap obejmował opracowanie

koncepcji przejścia z sieci „tradycyjnej” do sieci Smart Grid z analizą wykonalności włącznie,

został on wykonany w 2011 roku. II etap obejmował budowę sieci Smart Grid w obszarze

pilotażowym i został zakończony w 2012 roku. Etap III obejmuje testy rozwiązań, analizę i

badanie możliwości skalowania na obszar całego E-OP. Prace te są realizowane obecnie.

Głównymi elementami projektu budowy sieci inteligentnej na Półwyspie są:

• wdrożenie inteligentnych liczników u odbiorców,

• zastosowanie układów bilansujących w stacjach SN/nn,

37

• zastosowanie automatyki i pomiarów w sieci SN i nn,

• rozbudowa systemu SCADA do poziomu sieci nn (SCADA nn),

• automatyczne wykrywanie i lokalizacja miejsca uszkodzenia w sieci SN,

• automatyczna rekonfiguracja sieci,

• zaawansowany system kontroli i regulacji napięcia w sieci SN,

• wizualizacja sieci w systemie SCADA w układzie geograficznym,

• integracja SCADA z systemem GIS,

• stworzenie podstaw do świadczenia nowych usług i integracji z generacją rozsianą.

6.3. Modernizacja sieci

Celem modernizacji sieci SN i nn było podniesienie jej obserwowalności i

możliwości sterowania. Rozbudowa sieci zapewnia dane do zaawansowanych systemów

informatycznych, wspomagających zarządzanie siecią i umożliwia jej elastyczną

rekonfigurację.

W obszarze pilotażowym został wdrożony system AMI wraz z układami

bilansującymi w stacjach transformatorowych SN/nn.

Rysunek 7: Szafka z układem bilansującym zamontowana w budynku stacji transformatorowej SWN/nn [Źródło: Energa - Operator]

Blisko połowa stacji wnętrzowych SN/nn została wyposażona w sygnalizatory

przepływu prądów zwarciowych. System umożliwia wykrywanie zwarć, pomiar napięć,

prądów, mocy, parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz sterowanie łącznikami w

rozdzielniach stacyjnych. Nowością tego rozwiania jest zastosowanie do pomiaru parametrów

elektrycznych czujników optycznych, które mocowane (przyklejane) są bezpośrednio na

38

głowicach kablowych. Komunikacja z czujnikiem odbywa się poprzez kabel światłowodowy,

który zapewnia izolację elektryczną między siecią energetyczną, a systemem pomiarowym.

W kluczowych stacjach transformatorowych zastosowano rozdzielnie SN z

łącznikami ze zdalnym sterowaniem, a w wybranych obszarach zastosowano dodatkowy

monitoring na obwodach w rozdzielniach nn. W ramach tego monitoringu dokonuje się

pomiaru prądów na poszczególnych obwodach. Dodatkowo zastosowano sygnalizatory

przepalenia się wkładek bezpiecznikowych w rozdzielniach nn. Taka sygnalizacja zapewni

informacje o ewentualnych awariach lub zakłóceniach w sieci nn.

Rysunek 8: Przykład rozdzielnicy nn z zastosowanymi sygnalizatorami przepalenia się wkładki bezpiecznikowej – sygnał o uszkodzonej wkładce bezpiecznikowej przekazywany bezpośrednio przez system SCADA do prowadzących ruch sieci

W linii napowietrznej SN zastosowano rozłączniki lub wyłączniki ze zdalnym

sterowaniem oraz sygnalizatory przepływu prądów zwarciowych.

6.4. Zaplecze informatyczne

Aktywną rolę w realizacji idei Smart Grid odgrywa system SCADA z nowymi

funkcjami DMS (od ang. demand side management – zarządzanie stroną popytową, czyli

możliwość wpływania na chwilowe zapotrzebowanie na energię u jej odbiorców). Sieć SN na

obszarze, objętym projektem jeszcze przed jego realizacją, był nadzorowana przez system

SCADA (Syndis RV firmy Mikronika). Prace projektowe polegały na wprowadzeniu nowych

funkcjonalności do systemu:

• rozszerzenie zakresu nadzoru o nowe urządzenia zainstalowane na sieciach SN i nn,

• przeniesienie odwzorowania modelu sieci SN i nn w układzie geograficznym do

SCADA,

39

• implementacja funkcji FDIR (Fault Detection, Isolation and Restoration),

• implementacja funkcji IVVC (Integrated Volt/Var Control),

Podczas realizacji projektu zakres nadzoru nad siecią został rozszerzony o

dodatkowe urządzenia na sieci SN oraz w rozdzielniach nn. Dzięki temu obszar akwizycji

powiększył się o dodatkową liczbę parametrów elektrycznych:

• prądy w poszczególnych fazach,

• prąd przewodu neutralnego,

• napięcie fazowe,

• napięcie międzyfazowe,

• moc czynna, bierna i pozorna całkowita,

• moc czynna i bierna w poszczególnych fazach,

• współczynnik cosφ,

• wartość średniej mocy czynnej i biernej,

• wartość maksymalnej mocy czynnej i biernej,

• współczynnik zawartości harmonicznych THD dla prądu i napięcia,

• zawartość procentowa harmonicznych 3, 5, 7, 9, 11.

Obecnie centralny system dyspozytorski monitoruje stany wkładek

bezpiecznikowych w rozdzielniach nn i sygnalizatorów przepływu prądów zwarcia.

Jednocześnie ze SCADA jest możliwe zdalne sterowanie łącznikami SN w stacjach SN/nn i

na liniach napowietrznych.

Rysunek 9: Schemat zmodernizowanej stacji SN/nn w SCADA Syndis RV

40

System Syndis RV wyznacza stan zasilania ciągów napięciowych i wyniki

prezentuje w układzie przestrzennym, z dokładnością do przyłącza abonenckiego. Widok jest

dostępny poprzez terminale dyspozytorskie Syndis RV. Istnieje także możliwość

prezentowania tej informacji na publicznym portalu internetowym E-OP, jako ulice, na

których występuje przerwa w zasilaniu.

Rysunek 10: Widok sieci w układzie geograficznym w SCADA Syndis RV

Rysunek 11: Portal internetowy prezentujący on-line lokalizację aktualnie zarejestrowanych w OMS Syndis RV skutków wyłączeń na sieci

6.5. Fault Detection, Isolation and Restoration (FDIR)

Mając do dyspozycji tak dużą ilość urządzeń, umożliwiających zdalne sterowanie

oraz odczyt ich stanów, istnieje uzasadnienie użycia funkcji FDIR. Jej celem jest wykrywanie

awarii (zwarć) i ograniczanie jej zasięgu, do miejsca wystąpienia, w możliwie najkrótszym

czasie. Efekt taki jest osiągany poprzez monitorowanie ciągu napięciowego, który jest

wyposażony w zestaw czujników zwarcia, dzieląc linię na odcinki. Zdarzenie detekcji zwarcia

zarejestrowane w SCADA, lokalizuje jego miejsce (sygnalizuje przepływ prądu

41

zwarciowego). Potem sekwencyjne następuje izolacja miejsca zwarcia oraz przywrócenie

zasilania na nie uszkodzonej części linii. Algorytm proponuje najbardziej optymalną

procedurę działania uwzględniającą głównie maksymalną liczbę stacji, którym zostanie

przywrócone zasilanie. Algorytm zimniejsza znaczenie czynnika ludzkiego a jednocześnie

dyspozytor ma ciągłą kontrolę nad prawidłowym przebiegiem operacji. Podczas wykonania

sekwencji łączeniowej, moduł FDIR sprawdza na każdym kroku, czy operacja jest

bezpieczna, uwzględniając rozmieszczenie np. uziemień, brygad i obszarów zwarcia. W

przypadku wystąpienia któregokolwiek z warunków, algorytm FDIR będzie próbował

wyliczyć alternatywną sekwencję łączeń, bądź, jeśli nie znajdzie takiej, zakończy działanie.

6.6. Optymalizacji jako ści energii zasilania odbiorców przez IVVC

Funkcja IVVC (Integrated Volt/Var Control) modułu DMS systemu Syndis RV jest

przeznaczona do optymalizacji jakości energii zasilania odbiorców. Jest to realizowane

poprzez automatyczną procedurę regulacji napięcia transformatorów SN/nn. Pilotażowo

system został zrealizowany na obszarze sieci zasilanej z PZ Jurata. Regulacja jest realizowana

poprzez zdalne ustawianie wartości zadanej napięcia, dla dwóch regulatorów transformatorów

30/15 kV w PZ Jurata, na podstawie pomiarów, zlokalizowanych w PZ Jurata oraz w głębi

sieci, w stacjach SN/nn po stronie nn. Oprogramowanie na bieżąco monitoruje stan napięć w

wybranych stacjach SN/nn i w przypadku zaistnienia sytuacji, która wymaga regulacji

napięcia, podejmuje działania, mające na celu zmianę zaczepu transformatora. W celu

zabezpieczenia przełącznika zaczepów przez zbyt dużą liczbą zmian, oprogramowanie

monitoruje liczbę przełączeń w skali doby w taki sposób, aby nie dopuścić do przekroczenia

ustawionego limitu dziennego.

42

Rysunek 12: Schemat działania modułu IVVC

Interakcja użytkownika z modułem IVVC jest realizowana poprzez system

SCADA/DMS Syndis RV. Na odpowiednich schematach dyspozytorskich znajdują się

elementy, przeznaczone do przełączania stanu pracy regulatora transformatora (praca

automatyczna/ręczna) oraz przełączania trybu pracy (IVVC-on/IVVC-off) modułu regulacji

napięcia. Ponadto schemat zawiera informacje o aktualnym położeniu przełącznika zaczepów

każdego transformatora.

7. Rola prosumentów na lokalnych rynkach energetycznych

Jak wspomniano we wcześniejszej części Raportu, zdaniem PTPiREE, najlepszym

mechanizmem wsparcia rozwoju mikroinstalacji prosumenckich, jest stosowanie wsparcia na

etapie inwestycyjnym bez dodatkowych opłat do wytworzonej energii, co będzie zachętą dla

prosumentów do maksymalizacji zużycia energii wytworzonej w mikroinstalacji dla własnych

potrzeb. Taki mechanizm, dzięki zmniejszeniu ilości energii pobieranej z sieci przez

prosumentów, zapewni z jednej strony rozwój mikroinstalacji prosumenckich, a z drugiej

realizację celów unijnych dotyczących kwestii ochrony klimatu, a w tym zmniejszenia emisji

CO2. Jak wspomniano, taki system wsparcia będzie zachętą dla prosumentów do jak

największego wykorzystania energii wytworzonej w mikroinstalacji dla własnych potrzeb i

naturalnej odsprzedaży, po cenie 80% średniej ceny ubiegłorocznej, tylko nadwyżek tej

energii.

Zdaniem OSD zrzeszonych w PTPiREE wsparcie prosumentów poprzez różnego

rodzaju „dopłaty” do energii wytworzonej w mikroinstalacji i wprowadzonej do sieci, będzie

prowadzić do różnego rodzaju nieodpowiednich zachowań prosumentów, czyli w

konsekwencji dążenia do jak największego odsprzedania energii wytworzonej w

mikroinstalacji, a nie zużycia jej na własne potrzeby. Skutkować to będzie znacznie gorszym

43

wynikiem w realizacji podstawowego celu, jakim jest ochrona klimatu, a w tym zmniejszenie

emisji CO221.

Przy modelu wsparcia prosumentów na etapie inwestycji, może znacząco wzrosnąć

rola prosumentów na lokalnych rynkach energii. Szczególnie w rejonach, gdzie istnieją braki

mocy, mikroinstalacje prosumenckie mogą wpływać na poprawę problemów z

bilansowaniem. Niestety należy dodać, że zdaniem OSD w większości przypadków znaczący

wzrost liczby mikroinstalacji prosumenckich, zwłaszcza w przypadku dalszego podtrzymania

przyłączania ich na zasadzie zgłoszenia, może powodować znaczące problemy z

bilansowaniem energii w sieciach dystrybucyjnych, pogorszenie parametrów jakościowych

energii oraz, co będzie najbardziej dotkliwe dla odbiorców, może powodować wzrost ilości

automatycznych wyłączeń dostaw energii do odbiorców spowodowanych przeciążeniami w

sieciach niskich napięć22 – szczegóły opisano w rozdziale „Uwarunkowania z pozycji

Operatorów Systemów Dystrybucyjnych związane z przyłączaniem do sieci oraz współpracą

źródeł prosumenckich z sieciami elektroenergetycznymi”.

Biorąc pod uwagę powyższe informacje optymalnym rozwiązaniem byłoby, aby

mikroinstalacje prosumenckie wyposażone były również we własne magazyny energii. Dzięki

temu uniknięto by znacznej części powyższych problemów związanych z bilansowaniem,

pogorszeniem jakości energii oraz wzrostem ilości wyłączeń, a jednocześnie spowodowałoby

to dalsze oszczędności po stronie prosumenta oraz dalsze zmniejszenie emisji CO2. W takim

przypadku, nastąpiłby również wzrost znaczenia prosumenta na lokalnych rynkach energii.

Należy dodać, że w przypadku instalowania mikroinstalacji wraz z magazynem energii,

najlepiej sprawdziłby się również zaproponowany wcześniej system wsparcia na etapie

inwestycyjnym.

Należy podkreślić bardzo dużą rolę samorządów w zakresie wsparcia rozwoju

mikroinstalacji prosumenckich, właśnie na etapie inwestycyjnym. Potwierdzają to np.

dotychczasowe polskie doświadczenia dotyczące kolektorów słonecznych, gdzie

zaangażowanie samorządów w pozyskanie np. środków unijnych, spowodowało bardzo duże

21 Ta teza nie ma uzasadnienia. Nie można, bowiem wyrokować, że prosumenci będą masowo odsprzedawać do

sieci energię wytworzoną w mikroinstalacjach (przyp. red.)

22 Niebezpieczeństwo takie pojawić się może dopiero w bardzo rozwiniętym stadium energetyki prosumenckiej.

Zarówno Niemcy jak i Anglicy nie informują o takim zagrożeniu mając już zainstalowanych po ok. 1 mln

instalacji w każdym z tych państw (przyp. red.)

44

zainteresowanie tymi systemami i znaczący ich rozwój – Polska jest obecnie drugim w

Europie pod względem wielkości rynkiem w zakresie kolektorów słonecznych. Potwierdza to

również, że zaproponowany przez PTPiREE system wsparcia bazujący na wsparciu

finansowym na etapie inwestycji, będzie optymalnym i przynoszącym najlepsze efekty oraz

gwarantującym rozwój mikroinstalacji prosumenckich, przy jednoczesnym zachowaniu celu

podstawowego, jakim jest ochrona klimatu, a w tym redukcja emisji CO2. Stąd też w

najbliższych latach kluczowe znaczenie dla rozwoju mikroinstalacji prosumenckich może

mieć:

• Zapewnienie w nowym planie finansowym ze środków unijnych na lata 2014-20 zarówno

na szczeblu ogólnokrajowym, ale przede wszystkim na poziomie lokalnym, funduszy na

wsparcie rozwoju mikroinstalacji prosumenckich,

• Uruchomienie innych środków np. przez NFOŚiGW lub inne agendy rządowe, w formie

programów wsparcia dla inwestycji w mikroinstalacje.

Ważną rolę dla samorządów lokalnych przewiduje również ustawa – Prawo

energetyczne w art. 18, 19 i 20, w których określono m.in. zadania własne gmin w zakresie

zaopatrzenia w energię elektryczną, a w tym planowanie i organizację zaopatrzenia w energię

elektryczną. Zobowiązano również samorządy do opracowania założeń do planu zaopatrzenia

w energię elektryczną, które powinny określać m.in. ocenę stanu aktualnego i

przewidywanych zmian zapotrzebowania na energię elektryczną, na które olbrzymi wpływ

będzie miał rozwój mikroinstalacji, nie tylko prosumenckich. Stąd też niezbędna jest tutaj

współpraca samorządów lokalnych z operatorami sieci dystrybucyjnych, w celu zapewnienia

rozwoju sieci dystrybucyjnych umożliwiających realizację zadań nałożonych na samorządy

oraz umożliwiających rozwój energetyki rozproszonej. Operatorzy bardzo często podejmują

próby i występują z inicjatywami podjęcia współpracy z samorządami. Niestety niekiedy

podejmowane przez OSD próby nie znajdują zrozumienia wśród gmin. Taka postawa

samorządów znacząco utrudnia operatorom sieci działania mające przyczynić się do rozwoju

lokalnych rynków i zapewnienia odpowiedniego udziału w nich mikro oraz małym

instalacjom OZE. O czym warto wspomnieć, nowelizacja przyjęta w ramach „małego

trójpaku” nałożyła na OSD obowiązek uwzględnienia w planie rozwoju zapotrzebowania na

nowe zdolności w systemie przesyłowym i dystrybucyjnym zgłoszone przez podmioty

przyłączone do sieci lub ubiegające się o przyłączenie do sieci.

Podsumowując kwestie roli prosumentów na lokalnych rynkach energii, należy

zdaniem PTPiREE podkreślić, że rola ta będzie uzależniona w dużej mierze bezpośrednio od

45

rozwoju mikroinstalacji prosumenckich. Należy jednak dodać, że rola ta ograniczać się będzie

do pasywnego udziału tzn. wpływ na rynek i związane z tym kwestie będzie wynikał z faktu

zmniejszenia poboru energii z sieci elektroenergetycznych. Z inną sytuacją możemy mieć do

czynienia w przypadku znaczącego rozwoju mikroinstalacji wyposażonych w magazyny

energii. W takim przypadku wpływ prosumentów nie będzie ograniczony do roli biernej, lecz

w przypadku odpowiedniej ilości takich instalacji wyposażonych w stosowne urządzenia

sterujące i komunikacje z operatorem sieci, będzie miał znaczenie również w zakresie

odpowiednich działań związanych np. z bilansowaniem sieci i planowaniem jej rozwoju.

8. Wybrane sposoby wykorzystania funkcjonalności smart gridu/smart

meteringu w kontekście działalności spółek obrotu

Zgodnie z zapisami ustawy – Prawo energetyczne23 obrót to działalność gospodarcza

polegającą na handlu hurtowym albo detalicznym paliwami lub energią. Przedsiębiorstwa

energetyczne prowadzące tego typu działalność nazywane są potocznie spółkami obrotu.

W elektroenergetyce tworzą one tzw. podsektor obrotu energią elektryczną, który podlega

prawom konkurencji zgodnie z przyjętym unijnym kierunkiem liberalizacji. Z roku na rok

rośnie w Polsce liczba odbiorców końcowych zmieniających sprzedawcę energii elektrycznej

– korzystających z tzw. zasady TPA (Third Party Access). Według monitoringu Prezesa

URE24, do końca pierwszej połowy 2013 roku liczba odbiorców TPA z grup taryfowych A, B,

C (przedsiębiorcy) wyniosła 83 625, co oznacza wzrost o 28% od końca grudnia 2012 roku.

Z kolei liczba odbiorców TPA w gospodarstwach domowych (grupa taryfowa G) na koniec

tego samego okresu wyniosła 101 731, a więc zwiększyła się o 33% od końca grudnia

ubiegłego roku. Wzrost liczby odbiorców TPA w ww. grupach przedstawiono na rysunku 13

23 Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z późn. zm.)

24 www.ure.gov.pl (http://instalreporter.pl/aktualnosci/ponad-100-tys-odbiorcow-z-gospodarstw-domowych-

zmienilo-sprzedawce-energii-elektrycznej/)

46

Rysunek 13: Odbiorcy TPA w grupach taryfowych A, B, C oraz G [Źródło: URE]

Sytuacja ta stwarza nowe wyzwania przed spółkami obrotu, jako sprzedawcami

energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Spora część tych wyzwań może być

powiązana z proponowaną funkcjonalnością liczników zdalnego odczytu (liczników

inteligentnych - smart metering). Natomiast rozwój inteligentnych sieci (smart grid), który

powinien być modelem docelowym w ramach przyjmowanych zmian, wychodzi między

innymi naprzeciw:

• zwiększeniu funkcjonalności sieci elektroenergetycznych;

• minimalizacji liczby przerw i awarii, które są dla odbiorców szczególnie uciążliwe,

• a także będzie wiązać się z rozwojem idei prosumenta, wytwarzającego energię

elektryczną na własne potrzeby.

Jednym z głównych postulatów odbiorców końcowych wyrażanych zarówno

podczas badań zewnętrznych25 (tu: nieprowadzonych przez sprzedawców), jak i badań

25 Na przykład badanie akceptacji społecznej dla automatyzacji i informatyzacji systemu elektroenergetycznego

w Polsce oraz identyfikacja potencjalnych barier wprowadzenia nowego systemu. GfK Polonia. Warszawa,

styczeń 2013

47

prowadzonych przez sprzedawców energii elektrycznej26, jest postulat rozliczeń za zużytą

energię elektryczną i świadczoną usługę dystrybucji na podstawie dokonanych

rzeczywistych pomiarów, a nie prognoz. Mimo zapisów w unijnych i polskich dokumentach

formalno–prawnych, częstych deklaracji ze strony przedsiębiorstw energetycznych (zarówno

Operatorów Systemów Dystrybucyjnych – OSD, jak i spółek obrotu) o dążeniu do

wykorzystania rozliczeń rzeczywistych, a także zgłaszanych przez odbiorców końcowych

licznych zastrzeżeń, co do prognoz; na rynku energii elektrycznej rozliczenia przy

wykorzystaniu prognoz nie należą do rzadkości. Liczniki zdalnego odczytu posiadające

odpowiedni moduł komunikacyjny, umożliwiając zdalny odczyt w okresach rozliczeniowych,

wychodząc naprzeciw postulatom licznych odbiorców końcowych. Zgodnie z badaniami27

prawie 40% respondentów (patrz rysunek 14), jako podstawową zaletę licznika zdalnego

odczytu wskazało „wystawianie rachunków tylko za faktycznie zużytą energię, a nie za

prognozy”. Powiązaną z tym obszarem możliwością wykorzystania funkcjonalności smart

meteringu w kontekście działalności spółek obrotu może okazać się dostrzegana przez

odbiorców końcowych możliwość „ lepszej kontroli kosztów energii w domu”, którą w

badaniu, jako zaletę licznika zdalnego odczytu doceniło ponad 36% respondentów w próbie

społecznej i 21% w próbie internetowej.28

Kolejnym elementem funkcjonalności smart gridu/smart meteringu w kontekście

działalności spółek obrotu jest możliwość skrócenia czasu od momentu odczytu licznika

do momentu wystawienia faktury. Wprowadzenie, weryfikacja i przekazywanie danych

pomiędzy OSD, sprzedawcą i odbiorcą jest w obecnych realiach działania systemu

pozyskiwania danych pomiarowo-rozliczeniowych procesem długotrwałym i narażonym na

liczne pomyłki, przekłamania oraz błędy. Zakłada się, że wykorzystanie smart meteringu

przyspieszy ten proces oraz wyeliminuje dotychczasowe jego niedociągnięcia.

26 Śląski Spis Energetyczny. Prezentacja podczas posiedzenia Podkomisji ds. Energetyki Sejmu RP. TAURON

Polska Energia S.A. Warszawa, 24 maja 2012 r.

27 Badanie akceptacji społecznej…

28 Interesującym jest brak pozycji – Podniesienie konkurencyjności w wyniku ułatwienia zmiany sprzedawcy

(przyp. red.)

48

Rysunek 14: Licznik inteligentny – zalety [Źródło: GfK Polonia]

Próba społeczna: Próba reprezentatywna ogólnopolska osób w wieku 25+, n=963

Próba internautów Próba ogólnopolska internautów w wieku 25+, n=302.

Następnym obszarem wykorzystania funkcjonalności smart gridu/smart meteringu

w kontekście działalności spółek obrotu są nowe produkty sprzedawców energii

elektrycznej. Już dziś część uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce, w ramach

produktów skierowanych do klientów końcowych, wykorzystuje (w części) możliwości, które

stwarzają nowe technologie. W przypadku liczników zdalnego odczytu, wychodząc

naprzeciw wcześniej przytoczonym potrzebom odbiorców, spółki obrotu już dziś proponują

swoim klientom produkty w ramach, których dokonują tylko i wyłącznie rozliczeń energii

elektrycznej na podstawie rzeczywistych odczytów. Ze względu na brak liczników zdalnego

odczytu, często bazując na stanach licznika podawanych przez klienta. Klienci, którzy

korzystają z Internetu do tego typu rozliczeń mogą wykorzystać najczęściej dedykowaną

podstronę albo zakładkę w elektronicznym biurze obsługi klienta, np. raz w miesiącu podać

stan licznika, dzięki czemu rozliczona zostaje energia elektryczna faktycznie zużyta w danym

okresie. Jedną z funkcjonalności smart gridu/smart meteringu będzie możliwość

zautomatyzowania procesu – dokonania odczytu bez udziału klienta.

W ramach strategii produktowych sprzedawców energii elektrycznej, wykorzystując

funkcjonalności smart gridu/smart meteringu w kontekście działalności spółek obrotu,

możliwa stanie się szersza współpraca z odbiorcami zainteresowanymi wytwarzaniem

energii elektrycznej w mikroinstalacji głównie na własne potrzeby energetyczne, tzw.

prosumenckie. W tym kontekście szczególnie ważna oprócz konieczności zdalnego odczytu,

zarówno zużywanej, jak i wytwarzanej przez prosumenta energii elektrycznej, jest

konieczność uwzględnienia funkcjonalności smart gridu w łańcuchu technicznej dostawy

49

energii elektrycznej oraz wytwarzania własnego w sposób zapewniający zachowanie

odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa i niezawodności systemu elektroenergetycznego.

Pełna funkcjonalność smart grid umożliwi synergię wykorzystania zarówno wytwarzania

własnego energii (energii elektrycznej, ale także i ciepła/chłodu) przez prosumentów, głównie

w gospodarstwach domowych; wytwórców przemysłowych głównie w elektrociepłowniach

wykorzystujących wysokosprawną kogenerację oraz w dużych źródłach systemowych.

W kontekście nowych obszarów działalności i nowych zadań, które stoją przed

spółkami obrotu jednym z kierunków wykorzystania funkcjonalności smart gridu/smart

meteringu w kontekście działalności spółek obrotu jest obszar demand response oraz

powiązana z nim możliwość pełnienia przez przedsiębiorstwa obrotu funkcji agregatora.

Wprowadzenie mechanizmów zarządzania popytem pozwoli na uzgodnienie przez agregatora

(w najszerszym przypadku także będącego sprzedawcą) z odbiorcą końcowym przesunięcia

części jego zużycia z godzin szczytowych na okresy dolin. Zakłada się oczywiście, że

wiązałoby się to osiąganiem korzyści przez odbiorców. W obszarze tym istnieje szereg

możliwych działań – programów (patrz rysunek nr 15 poniżej), które mogą stanowić

podstawę do nowych produktów sprzedawców oraz działania agregatorów.

50

Rysunek 15: Cenowe i bodźcowe programy DSR29

Oprócz powyższych celów funkcjonalności smart gridu/smart meteringu w

kontekście działalności spółek obrotu, można za raportem HP30 przytoczyć strategiczne cele

funkcjonalne projektu w perspektywie ogólnospołecznej:

• 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;

• 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;

29 Majchrzak H.: Jak wdrożyć inteligentne sieci - wyniki pracy - Warsztaty Rynku Energetycznego. Konferencja

URE - Inteligentne sieci – rynek, konsument i zasada zrównoważonego rozwoju. PSE Operator SA, Warszawa,

18 września 2012 r.

30 Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem

wraz z opracowaniem modeli biznesowych Opracowanie wykonane na zlecenie PSE Operator S.A. Etap II:

Ogólny model rynku opomiarowania. Hewlett-Packard Polska Sp. z o.o., Warszawa, kwiecień 2010

51

• ograniczenie emisji gazów cieplarnianych.

9. Kierunkowa analiza rozwiązań ze szczególnym uwzględnieniem

propozycji prawnych w ramach nowelizacji ustawy - Prawo

energetyczne, nowego Prawa energetycznego, projektów rozporządzeń

W dniu 11 września 2013 r. weszła w życie nowelizacja ustawy – Prawo

energetyczne wprowadzona ustawą z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo

energetyczne oraz niektórych innych ustaw31 zwana potocznie „małym trójpakiem”.

W ramach nowelizacji wprowadzono m.in. dwie nowe, następujące definicje powiązane

z koncepcją prosumenta:

• mikroinstalacja – odnawialne źródło energii, o łącznej mocy zainstalowanej

elektrycznej nie większej niż 40 kW, przyłączone do sieci elektroenergetycznej

o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o łącznej mocy zainstalowanej

cieplnej nie większej niż 120 kW;

• mała instalacja – odnawialne źródło energii, o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej

większej niż 40 kW i nie większej niż 200 kW, przyłączone do sieci elektroenergetycznej

o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o łącznej mocy zainstalowanej

cieplnej większej niż 120 kW i nie większej niż 600 kW;

Zgodnie z nowym brzmieniem art. 7 ust. 8 pkt 3 lit. b ustawy – Prawo energetyczne

za przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej nie pobiera

się opłaty. Dodatkowo zgodnie z nowym ust. 8d4 ww. artykułu w przypadku, gdy podmiot

ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej jest przyłączony do

sieci, jako odbiorca końcowy, a moc zainstalowana mikroinstalacji, o przyłączenie której

ubiega się ten podmiot, nie jest większa niż określona w wydanych warunkach przyłączenia,

przyłączenie do sieci odbywa się jedynie na podstawie zgłoszenia przyłączenia

mikroinstalacji , złożonego w przedsiębiorstwie energetycznym, do sieci którego ma być ona

przyłączona, po zainstalowaniu odpowiednich układów zabezpieczających i układu

pomiarowo-rozliczeniowego. Przy czym koszt instalacji układu zabezpieczającego i układu

pomiarowo-rozliczeniowego ponosi OSD. Zapisy powyższe podczas prac sejmowych

31 Ustawa z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U.

poz. 984)

52

wzbudzały ze strony OSD szereg wątpliwości dotyczących strony technicznej przyłączania

tego typu źródeł jedynie na podstawie zgłoszenia, bez bardziej szczegółowej analizy i nawet

uproszczonej procedury przyłączeniowej. Szczególny obszar wątpliwości OSD zrzeszonych

w PTPiREE dotyczy zakresu wsparcia rozwoju źródeł fotowoltaicznych (PV)32. Oczywiście

przyłączane mikroinstalacje powinny spełniać wymagania techniczne i eksploatacyjne, które

będą określone w rozporządzeniu wydanym na podstawie art. 9 ust. 3 ustawy – Prawo

energetyczne.

Należy jednak podkreślić, że w obowiązującym od 11 września 2013 r. stanie

prawnym mikroinstalacje nie posiadają bezpośrednio tytułu do uzyskiwania praw

majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia dla energii wytworzonej w OZE.

Inwestorami mikroinstalacji będą, bowiem najczęściej osoby fizyczne nieprowadzące

działalności gospodarczej i tym samym nieposiadające koncesji na wytwarzanie energii

elektrycznej. Zgodnie, bowiem z art. 9u ustawy – Prawo energetyczne wytwarzanie energii

elektrycznej w mikroinstalacji przez osobę fizyczną niebędącą przedsiębiorcą w rozumieniu

ustawy o swobodzie działalności gospodarczej, a także sprzedaż tej energii przez tę osobę, nie

jest działalnością gospodarczą w rozumieniu tej ustawy. Nie będą mogły w związku z tym

ubiegać się o wydanie dla nich świadectw pochodzenia (OZE), tzw. zielonych certyfikatów.

Prosumenci wytwarzający energię elektryczną z mikroinstalacji mogą odsprzedawać

nadwyżki energii elektrycznej zobowiązanym do jej zakupu sprzedawcom z urzędu. Zgodnie,

bowiem z zapisami nowego art. 9v ustawy – Prawo energetyczne energię elektryczną

wytworzoną w mikroinstalacji przyłączonej do sieci dystrybucyjnej znajdującej się na terenie

obejmującym obszar działania sprzedawcy z urzędu i oferowaną do sprzedaży jest

obowiązany zakupić ten sprzedawca. Zakup odbywa się po cenie równej 80% średniej ceny

sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym (tzw. cena rynku

konkurencyjnego). Warunkiem tego zakupu jest jednak konieczność zaoferowania tej energii

zobowiązanemu sprzedawcy z urzędu przez prosumenta. Przyjęty, stosunkowo niski zdaniem

wielu ekspertów, poziom obowiązkowego zakupu energii elektrycznej uwzględnia

prosumencki charakter jej wytwarzania w danej mikroinstalacji, która z założenia powinna

zostać zwymiarowana z uwzględnieniem potrzeb produkcji na potrzeby danego prosumenta, a

nie w celu jej sprzedaży poza instalację prosumencką. Sprzedaż energii elektrycznej po wyżej

32 Opinia Operatorów Systemów Dystrybucyjnych zrzeszonych w PTPiREE w sprawie zakresu wsparcia

rozwoju źródeł fotowoltaicznych (PV) w Polsce. PTPiREE, Poznań, 18 lipca 2013 r.

53

przytoczonej, stosunkowo niskiej cenie powinna eliminować przypadki przewymiarowania

mikroinstalacji oraz próby sprzedaży znacznych (dla przypadku gospodarstw domowych)

wolumenów energii elektrycznej do sprzedawcy z urzędu przy wykorzystywaniu sieci

dystrybucyjnej OSD.

W kontekście opłacalności inwestycji prosumentów w budowę mikroinstalacji

kluczowe znaczenie będą miały możliwe zasady i modele rozliczeń pomiędzy sprzedawcami,

OSD a prosumentami, które nie zostały uregulowane na poziomie ustawy – Prawo

energetyczne. Przykładowe modele rozliczeń scharakteryzowano w dalszej części materiału.

Sprawą, niestety nieuregulowaną przez Ministerstwo Gospodarki i polski rząd w

pierwszych trzech kwartałach 2013 roku jest wsparcie mikro i małych źródeł

kogeneracyjnych opartych o paliwa gazowe. W wyniku zakończenia na początku 2013

roku systemu wsparcia wysokosprawnej kogeneracji (tu: tzw. żółtych certyfikatów) liczne,

oparte o paliwa gazowe źródła nie pracują, a nowe inwestycje w ten segment energetyki w

Polsce zostały zahamowane.

Dodatkowo należy podkreślić, że zgodnie z kwietniowym Stanowiskiem rządu do

poselskiego projektu ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie

niektórych innych ustaw33 Rada Ministrów zaproponowała, aby zawarte w poselskim

projekcie ustawy propozycje przepisów dotyczących operatora informacji pomiarowych

(OIP) oraz obowiązku montażu liczników zdalnego odczytu zostały ujęte w przygotowanym

na późniejszym etapie przedłożeniu rządowym. W jego ocenie wystarczające jest

prowadzenie przez Radę Ministrów monitoringu czy istnieją warunki uzasadniające

wprowadzenie montażu tych liczników określonego odpowiednio w załączniku I do

dyrektywy 2009/72/WE oraz w załączniku I do dyrektywy 2009/73/WE, w szczególności w

aspekcie ekonomicznej opłacalności wprowadzenia ww. rozwiązań, w tym w zakresie ich

wpływu na cenę energii elektrycznej oraz gazu ziemnego dla odbiorców w gospodarstwach

domowych. Wprowadzenie, zdaniem rządu, ww. rozwiązań, „z uwagi na ich doniosłe i

długofalowe skutki zarówno dla przedsiębiorstw działających w sektorze paliw i energii, jak i

dla odbiorców końcowych, w tym odbiorców w gospodarstwach domowych, powinno zostać

poprzedzone przeprowadzeniem przez rząd wszechstronnej analizy skutków ekonomicznych,

33 Stanowisko Rządu do poselskiego projektu ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie

niektórych innych ustaw (druk nr 946). Warszawa, kwiecień 2013

54

prawnych i organizacyjno-technicznych związanych z przyjęciem nowych regulacji w tym

obszarze”.

Zgodnie z przywołanym stanowiskiem, w związku z istniejącą możliwością (ale nie

obowiązkiem) instalowania liczników zdalnego odczytu, zmieniono przepisy tak, aby

zapewniona była należyta ochrona informacji pomiarowych, prywatność odbiorców oraz

interoperacyjność systemów pomiarowych. W art. 9c w nowym ust. 5a nałożono na OSD

instalujących u odbiorców końcowych przyłączonych do ich sieci liczniki zdalnego odczytu

obowiązek ochrony danych pomiarowych dotyczące tych odbiorców, na zasadach

określonych w ustawie o ochronie danych osobowych.34 W tym artykule wprowadzono także

definicję liczników zdalnego odczytu, jako zespołu urządzeń służących do pozyskiwania

danych pomiarowych, umożliwiający dwustronną komunikację z systemem

teleinformatycznym.

W ramach prac nad nowym Prawem energetycznym, które odbywały się w 2012 i

2013 roku, a które nie znalazły swojego bezpośredniego odzwierciedlenia w zapisach małego

trójpaku, Ministerstwo Gospodarki, wspólnie z przedstawicielami sektora, wypracowało

kierunkowe propozycje zapisów wprowadzających zarówno liczniki zdalnego odczytu,

jak i OIP w obszarze ustawowym (projekt zapisów nowego Prawo energetycznego), jak

i wykonawczym (projekty rozporządzeń wykonawczych). Propozycje te obejmowały m.in.:

• obowiązek instalacji liczników zdalnego odczytu przez OSD u odbiorców i wytwórców

przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym poniżej 1 kV zgodnie

z harmonogramem określonym na poziomie rozporządzenia wykonawczego;

• zainstalowanie do 31 grudnia 2020 r. 100 % liczników zdalnego odczytu, wraz

z koniecznością instalacji liczników z wyprzedzeniem harmonogramu na wniosek

odbiorcy;

• możliwość pełnienia przez licznik zdalnego odczytu funkcji licznika przedpłatowego

zarówno, gdy „odbiorca jest niepewnym płatnikiem”, jak i na wniosek odbiorcy;

• określenie zakresu współpracy pomiędzy OIP a przedsiębiorstwami energetycznymi na

bazie umowy;

34 ustawa z dnia 29 sierpnia 1997 r. o ochronie danych osobowych (Dz. U. z 2002 r. Nr 101, poz. 926, z późn.

zm.14)

55

• rozliczenie usługi przesyłania i dystrybucji oraz rozliczenie energii elektrycznej na

podstawie rzeczywistego zużycia - danych tylko od OIP;

• obowiązek przekazywania przez OSD do OIP danych pomiarowych;

• uzyskiwanie danych pomiarowych niezbędnych do rozliczeń za energię elektryczną

dokonywanych przez sprzedawcę jedynie od OIP;

• przekazywanie podczas procesu zmiany sprzedawcy informacji pomiędzy sprzedawcą a

OSD tylko i wyłącznie za pośrednictwem OIP.

10. Modele rozliczeń w relacji prosument i sprzedawca (przykład na

podstawie cen energii elektrycznej z 2013 r.)

W ramach analizy modeli rozliczeń w relacji prosument i sprzedawca przyjęto

następujące główne założenia:

• analiza dotyczy odbiorcy końcowego (OK) będącego gospodarstwem domowym (dom

jednorodzinny) w tzw. grupie taryfowej G, zużywającego energię elektryczną na

potrzeby własne (nie na potrzeby prowadzenia działalności gospodarczej);

• odbiorca OK wytwarzając energię elektryczną w mikroinstalacji (PV albo mini-wiatrak)

staje się tzw. prosumentem;

• rozpatruje się tzw. model prosty przedstawiony na rys. nr 15 wytwarzania energii

elektrycznej w mikroinstalacji; model złożony (przyszłościowy - przedstawiony na

rysunku nr 17 przewiduje szersze wykorzystanie (jako magazynów) samochodów

elektrycznych oraz idei inteligentnego domu;

• mikroinstalacja została zgłoszona do OSD zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne;

• odbiorca OK kupuje energię elektryczną oraz usługi dystrybucyjne po tzw. stawkach

taryfowych (uproszczenie umożliwiające wykorzystanie cen i stawek wg danych

z dokumentów ARE SA35 za 2013 rok, przedstawionych na rysunkach 18 i 19);

• roczny czas pracy mikroinstalacji (PV) przyjęto na poziomie 900 godzin, moc

znamionowa 5 kW, dobrano moc znamionową w sposób zapewniający roczną produkcję

energii elektrycznej z mikroinstalacji odpowiadającą rocznemu zużyciu energii

elektrycznej przez prosumenta;

35 Sytuacja techniczno-ekonomiczna sektora elektroenergetycznego II kwartały 2013. ARE SA. Warszawa,

wrzesień 2013

56

• rozpatrywany przykładowy profil zużycia energii elektrycznej przez prosumenta

będącego gospodarstwem domowym z instalacją PV o mocy 5kW przedstawiono na rys.

20;

• prosument nie prowadzi działalności gospodarczej wytwarzania energii elektrycznej,

produkcja energii elektrycznej nie wymaga uzyskania koncesji;

• kosztami dla odbiorcy OK są koszty zakupu energii elektrycznej oraz usług

dystrybucyjnych brutto - wraz z podatkiem VAT, wynoszącym 23%;

• przyjęto stawki opłat za usługi dystrybucji i stawki opłat abonamentowych dla grup

taryfowych G w taryfie OSD - PGE Dystrybucja – Oddział Warszawa przedstawione

w tabeli 1;

• w przypadku sprzedaży energii elektrycznej do sprzedawcy z urzędu prosument musi

płacić podatek dochodowy (założono dla uproszczenia, że stawka podatku wynosi 18%).

Rysunek 16: Prosument – przykładowy model prosty [Źródło: SolarConcept]

57

Rysunek 17: Prosument – przykładowy model złożony [Źródło http://www.ti.com]

Rysunek 18: Ceny energii elektrycznej i usługi dystrybucji dla odbiorców końcowych posiadających umowy kompleksowe w przedsiębiorstwach obrotu POSD wg grup odbiorców (styczeń – czerwiec, netto) [Źródło: ARE SA]

58

Rysunek 19: Średnie ceny energii elektrycznej sprzedanej dla odbiorców posiadających umowy sprzedaży w POSD [Źródło: ARE SA]

Rysunek 20: Rozpatrywany przykładowy profil zużycia energii elektrycznej przez prosumenta będącego gospodarstwem domowym z instalacją PV o mocy 5kW [Źródło: URE]

.

59

Tabela 1: Stawki opłat za usługi dystrybucji i stawki opłat abonamentowych dla grup taryfowych G PGE Dystrybucja – Oddział Warszawa

W ramach rozpatrywanych modeli rozliczeń w relacji prosument i sprzedawca

analizie poddano następujące modele36:

• Model 1 – model rozliczeń przed 11 września 2013 r. – przed wejściem w życie „małego

trójpaku”.

• Model 2 - model rozliczeń po wejściu w życie „małego trójpaku”, model zbieżny

z wersją założeń do nowej ustawy o odnawialnych źródłach energii z 17 września

2013 r.37 – model obowiązujący na dzień wykonania opracowania – 31 października 2013

r.

• Model 3 – model rozliczeń przewidziany w ustawie o odnawialnych źródłach energii

w wersji projektu z października 2012 roku.38

Schemat rozliczeń prosument – sprzedawca dla Modelu 1 przedstawiono na rysunku

21. W modelu tym występują po stronie konsumenta tzw. koszty uniknięte będące sumą

kosztów brutto (prosument nie jest podatnikiem VAT) zakupu energii elektrycznej oraz

36 Kulesa M.: Standardy obsługi odbiorców energii (gaz, energia elektryczna i cieplna). TOE, Prezentacja

podczas debaty Procesów Inwestycyjnych Sp. z o.o. Warszawa, 27 września 2013 r.

37 Schemat zoptymalizowanych mechanizmów wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej z odnawialnych

źródeł energii lub biogazu rolniczego. Ministerstwo Gospodarki, 17 września 2013 r.

38 Ustawa o odnawialnych źródłach energii. Wersja 2.0.1. Projekt z dnia 4 października 2012 r.

60

składników zmiennych usług dystrybucyjnych (także brutto). Ponadto w ramach tego modelu

prosument (w zakresie wyprodukowanej energii elektrycznej we własnym źródle) miał

możliwość otrzymania dodatkowych przychodów za świadectw pochodzenia (OZE). W

przypadku występowania nadwyżek cena zakupu energii elektrycznej była równa

wyznaczanej przez Prezesa URE cenie energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w

poprzednim roku (także brutto). Wszystkie te wartości przedstawiono na rysunku 21.

Rysunek 21: Schemat rozliczeń koncesjonowany prosument – sprzedawca dla Modelu 1.

Realizacja transakcji w ramach przedstawionego na rysunku 22 schematu rozliczeń

Modelu 1 wymagała między innymi następujących kroków formalno - prawnych:

• rozpoczęcia przez prosumenta prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie

wytwarzanie energii elektrycznej (rejestracji działalności gospodarczej),

• przeprowadzenia procedury przyłączenia źródła do sieci OSD,

• uzyskania koncesji udzielonej przez Prezesa URE na wytwarzanie energii elektrycznej w

odnawialnym źródle energii (OZE),

• występowania o wydanie przez Prezesa URE świadectw pochodzenia OZE.

Jak wynika z opracowanego na podstawie ogólnopolskiego badania ankietowego

raportu URE dotyczącego barier rozwoju generacji małoskalowej dla terenu Polski39 oraz

przytoczonych poniżej rysunków ww. kroki formalno-prawne stanowiły znaczne utrudnienie

w rozwoju mikroinstalacji w naszym kraju. W obszarze warunków przyłączenia do sieci

dystrybucyjnej najistotniejszymi barierami rozwoju generacji małoskalowej okazały się: brak

warunków technicznych i ekonomicznych przyłączenia do sieci (79% i 74% respondentów,

39 Bariery rozwoju generacji małoskalowej − raport końcowy dla terenu Polski. URE, 2013

61

którzy udzielili odpowiedzi) oraz tożsame, jak w przypadku źródeł o dużej mocy, wymagania

w zakresie uzyskania warunków przyłączenia (74% udzielonych odpowiedzi). Ponadto istotne

bariery to: uwzględnianie w umowie o przyłączenie do sieci w wysokości opłaty za

przyłączenie nakładów na rozbudowę lub/i przebudowę sieci dystrybucyjnej oraz obowiązek

budowy i eksploatacji przyłącza nakładany na wnioskodawcę w umowie o przyłączenie do

sieci (70% udzielonych odpowiedzi). Większość ankietowanych uznała, że także

koncesjonowanie stanowi znaczącą barierę rozwoju generacji małoskalowej. Dotyczy to

zarówno braku zróżnicowania wymagań w zakresie uzyskania koncesji z uwagi na moc

źródła (59%), jak i wymogu prowadzenia działalności gospodarczej, jako warunku uzyskania

koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej bez względu na moc źródła (54%). W związku,

z czym pozytywnie należy ocenić zaproponowanie w ramach „małego trójpaku” rozwiązania

eliminujące ww. bariery.

Rysunek 22: Bariery rozwoju generacji małoskalowej dla terenu Polski -

62

Rysunek 23: Bariery rozwoju generacji małoskalowej dla terenu Polski -

Rysunek 24: Bariery rozwoju generacji małoskalowej dla terenu Polski -

W ramach „małego trójpaku” umożliwiono wytwarzanie energii elektrycznej w

mikroinstalacji bez konieczności prowadzenia działalności gospodarczej oraz uzyskania

koncesji (patrz wcześniejsze rozdziały pracy). Należy podkreślić, że przyjęte w „małym

trójpaku” rozwiązania oraz przedstawiony na rysunku 25 schemat rozliczeń Modelu 2

preferuje zużycie energii elektrycznej na tzw. potrzeby własne. Zakup nadwyżki produkcji

63

energii elektrycznej przez sprzedawcę z urzędu ma miejsce po cenie równej 80% ceny na

rynku konkurencyjnym w roku poprzednim. Zasady szczegółowych rozliczeń dla tego

przypadku pomiędzy sprzedawcami, OSD i prosumentami nie zostały jednak uregulowane na

poziomie ustawy. Między innymi nie jest jasne, w jakim cyklu będzie następowało

rozliczenia prosumenta ze sprzedawcą z urzędu – czy będą to rozliczenie miesięczne,

kwartalne czy roczne? Model rozliczeń z jednej strony musi, bowiem uwzględniać

wymagania rachunkowo-finansowe (miesięczny charakter rozliczeń podatkowych

sprzedawcy z urzędu vs. roczny prosumenta), z drugiej jednak strony powinien uwzględniać

realia produkcji niewielkiej (dla pojedynczych źródeł) jednostkowo w skali kraju ilości

energii elektrycznej wytwarzanej przez prosumenta, który preferowałby rozliczenia roczne

(zasadę rozliczania za energię elektryczną netto, tj. za różnicę pomiędzy energią elektryczną

wprowadzoną i pobraną z sieci OSD w rocznych okresach rozliczeniowych).40 Niewyjaśnioną

także na poziomie ustawy kwestią jest możliwość uzyskania świadectw pochodzenia przez

innego (niż prosument) przedsiębiorcę (np. poprzez wydzierżawienie mikroinstalacji

podmiotowi posiadającemu koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej). W tabeli

2przedstawiono szacunkowe symulacje uzyskiwanych przez prosumenta przychodów

rocznych w przypadku Modelu 2.

Rysunek 25: Schemat rozliczeń prosument – sprzedawca dla Modelu 2.

W Modelu 2, mimo zestawionych mniejszych możliwych do osiągnięcia

przychodów i kosztów unikniętych, prosumenta „odciążono” (wskazywanymi wcześniej, jako

znaczące bariery rozwoju mikroinstalacji) obowiązkiem prowadzenia działalności

gospodarczej, obowiązkiem uzyskania koncesji oraz uproszczono procedurę przyłączenia

40 Bil J.: Wpływ zasad rozliczeń na opłacalność inwestycji w mikroinstalację fotowoltaiczną. SolarConcept.

Warszawa, 8 października 2013 r.

64

mikroinstalacji do sieci (patrz rozdział wcześniejszy opracowania). Niestety model ten

uniemożliwia bezpośrednio prosumentowi uzyskanie świadectw pochodzenia (OZE).

Tabela 2: Kalkulacja rocznych wpływów – dochodów prosumenta dla Modelu 2 rozliczeń (wg obowiązującego stanu prawnego – po wejściu w życie „małego trójpaku”)

Lp. Wyszczególnienie Jednostka Model 2

Moc znamionowa mikroinstalacji prosumenta kW 5

Czas pracy mikroinstalacji prosumenta h/a 900

Produkcja energii elektrycznej kWh/a 4500

Roczna zużycie energii elektrycznej domu jednorodzinnego

kWh/a 4500

Zużycie energii na potrzeby prosumenta/produkcja wg przyjętego grafiku dla mikroinstalacji PV (założenie)

% 35%

Zużycie energii na potrzeby prosumenta kWh/a 1575

Sprzedaż sprzedawcy z urzędu/produkcja % 65%

Sprzedaż sprzedawcy z urzędu kWh/a 2925

Cena energii elektrycznej netto (1-6.2013) PLN/MWh 284,50

Cena energii elektrycznej brutto (1-6.2013) PLN/MWh 349,94

Roczne oszczędności (koszt uniknięty) w opłatach za energię elektryczną

PLN 551,15

Składnik zmienny stawki sieciowej i opłata jakościowa netto (taryfa OSD)

PLN/MWh 225,70

Składnik zmienny stawki sieciowej i opłata jakościowa brutto (taryfa OSD)

PLN/MWh 277,61

Roczne oszczędności (koszt uniknięty) w opłatach za składnik zmienny stawki sieciowej i opłaty jakościowej

PLN 437,24

65

RAZEM oszczędności – koszty uniknięty PLN 988,38

Cena energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym brutto w poprzednim roku

PLN/MWh 247,67

Wskaźnik ceny zakupu energii elektrycznej i ceny na rynku konkurencyjnym brutto w poprzednim roku

% 80%

Cena sprzedaży energii elektrycznej do sprzedawcy z urzędu

PLN/MWh 198,14

Dochód prosumenta ze sprzedaży energii elektrycznej do sprzedawcy z urzędu

PLN 580

Podatek % 18%

Dochód po opodatkowaniu PLN 475,24

RAZEM oszczędności i dochód po opodatkowaniu PLN 1 463,62

W ramach dyskusji projektów ustawy o odnawialnych źródłach energii w 2012 roku

Ministerstwo Gospodarki zaproponowało odmienne od ww. Modeli 1 i 2 rozwiązanie

wsparcia mikro i małych instalacji, w którym zakup energii elektrycznej z tego typu źródeł

miał następować po stałej cenie. Zgodnie z zapisami projektu z 2012 sprzedawca z urzędu

miał być zobowiązany do zakupu energii elektrycznej wytworzonych z OZE przez wytwórcę

w mikroinstalacji, lub od wytwórcy wpisanego do rejestru małych instalacji, po określonych

poniżej cenach jednostkowych, w następujących rodzajach instalacji odnawialnego źródła

energii, podłączonych do sieci dystrybucyjnej:

• biogazu rolniczego o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 50 kW

– 0,70 zł za 1 kWh;

• biogazu rolniczego o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 50 kW do 200

kW – 0,65 zł za 1 kWh;

• biogazu pozyskanego z surowców pochodzących ze składowisk odpadów

o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 200 kW – 0,55 zł za 1 kWh;

• biogazu pozyskanego z surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków

o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 200 kW – 0,45 zł za 1 kWh;

66

• hydroenergii o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 75 kW – 0,70 zł za 1 kWh;

• energii wiatru na lądzie o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 200 kW –

0,65 zł za 1 kWh;

• energii promieniowania słonecznego o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 100

kW – 1,10 zł za 1 kWh.

Przy czym cena zakupu energii elektrycznej nie miała być niższa niż suma ceny

zakupu energii elektrycznej oraz równowartości opłaty zastępczej, skorygowanej minimalnym

współczynnikiem korekcyjnym obowiązującym w danym roku dla odpowiedniej technologii

wytwarzania energii elektrycznej lub paliwa gazowego w instalacji odnawialnego źródła

energii. Sprzedawca z urzędu miałby obowiązek zakupu energii elektrycznej lub paliwa

gazowego po stałej cenie przez okres kolejnych 15 lat, liczony od dnia oddania do

użytkowania tej instalacji, jednak nie dłużej niż do 31 grudnia 2027 r. W tym samym okresie

sprzedawcy z urzędu przysługiwałoby prawo do pokrycia wynikłych z tego tytułu strat.

Sprzedawca z urzędu miał składać do Zarządcy Rozliczeń S.A. wniosek o pokrycie ujemnego

salda, obliczonego na podstawie różnicy pomiędzy wartością sprzedaży i wartością zakupu.

Zarządca Rozliczeń S.A. po weryfikacji wniosku, w oparciu o sprawozdanie oraz w terminie

21 dni od dnia otrzymania wniosku miał wypłacać sprzedawcy z urzędu kwotę na pokrycie

salda. Schemat rozliczeń prosument – sprzedawca dla Modelu 3 przedstawiono na rysunku

26.

Rysunek 26: Schemat rozliczeń prosument – sprzedawca dla Modelu 3

W ramach dyskusji możliwych w przyszłości rozwiązań wsparcia mikro i małych

instalacji należy zwrócić uwagę, że w przedstawionej 17 września 2013 r. prezentacji pt.

67

„Schemat zoptymalizowanych mechanizmów wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej

z odnawialnych źródeł energii lub biogazu rolniczego” Błąd! Nie można odnaleźć źródła

odwołania. Ministerstwo Gospodarki przewiduje wprowadzenie (a raczej podtrzymanie

zapisów „małego trójpaku”) rozwiązań umożliwiających rozwój małoskalowej energetyki

prosumenckiej służącej zaspokajaniu własnych potrzeb energetycznych przez odbiorców.

Propozycje działań w obszarze energetyki prosumenckiej mają objąć:

• zwolnienie z obowiązku prowadzenia działalności gospodarczej polegającej na

wytwarzaniu energii elektrycznej w mikroinstalacji;

• zwolnienie z obowiązku uzyskania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej

w mikroinstalacji;

• stworzenie programów dedykowanych wsparciu inwestycyjnemu dla powstawania

nowych mocy w mikroenergetyce, np. NFOŚiGW, WFOŚiGW, programy operacyjne,

GIS (Green Investment Scheme - System Zielonych Inwestycji);

• wprowadzenie obowiązku zakupu nadwyżek energii elektrycznej, która została

wytworzona w mikroinstalacji przez kolejnych 15 lat, po cenie 80 % średniej ceny

sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, ogłoszonej przez Prezesa

URE;

• promowanie wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych w nowo oddanych

budynkach lub poddanych generalnemu remontowi (od dnia 1 stycznia 2015 r.);

• ułatwienia związane z przyłączeniem do sieci dla mikroinstalacji (do 40 kW mocy).

11. Wielkość rynku prosumentów w Polsce

11.1. Kolektory słoneczne – przykład dynamicznego rozwoju energetyki rozproszonej

W 2012 roku Polska była trzecim, pod względem przyrostu całkowitego, rynkiem

kolektorów słonecznych w Europie (po Niemczech i Włoszech). Dzięki instalacji kolejnych

212 MWt osiągnęliśmy 848 MW zainstalowanej mocy cieplnej41, podczas gdy jeszcze w 2009

roku było to 357 MWt.42 Skumulowana moc kolektorów słonecznych w Polsce odpowiada już

mocy całego zespołu elektrociepłowni ogrzewających Bydgoszcz. To w dużej mierze efekt,

uruchomionego w 2010 roku, programu dopłat do kolektorów ze środków Narodowego

41 Solar thermal and concentrated solar power barometer 2013, EurObserv'ER, maj 2013

42 Solar thermal barometer 2010, EurObserv'ER, maj 2010

68

Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) oraz środków

wojewódzkich funduszy ochrony środowiska. W ubiegłym roku połowa z zainstalowanych w

Polsce kolektorów została w 45% sfinansowana z dopłat do kredytów bankowych

przeznaczonych na zakup i montaż kolektorów słonecznych dla osób fizycznych i wspólnot

mieszkaniowych w budynkach mieszkalnych.43 Program dopłat sfinansował do tej pory 350

tys. m2 spośród wszystkich 1 212 tys. m2 kolektorów zainstalowanych w kraju. Cieszy się

taką popularnością (zob. rysunek 27), że jego pierwotny budżet w wysokości 300 mln zł

został zwiększony do 450 mln zł, a z szacunków NFOŚiGW wynika, że i te pieniądze skończą

się już na początku 2014 roku.44 Inicjatywa ma istotne znaczenie także ze względu na to, że u

60% spośród ponad 50 tys. beneficjentów doprowadziła do demontażu kotłów na węgiel,

które odpowiadają za tzw. niską emisję - zdecydowanie bardziej szkodliwą dla zdrowia, niż

duża energetyka węglowa.

Rysunek 27: Liczba wniosków o dofinansowanie kolektorów słonecznych narastająco [Źródło: NFOŚiGW]

43 Paweł Bartoszewski, NFOŚiGW, Prezentacja założeń priorytetów programów wspierających zakup

kolektorów na posiedzeniu Parlamentarnego Zespół Zrównoważonego Rozwoju - Ekologia, Energetyka,

Turystyka, Gospodarka w Sejmie, 29 października 2013

44 Ibidem

69

Program NFOŚiGW w dobry sposób obrazuje fakt, że Polacy są zainteresowani

inwestycjami we własną małoskalową energetyką, jeżeli tylko mogą liczyć na racjonalny

horyzont zwrotu kapitału. W przypadku programu dopłat do kolektorów przeciętna inwestycja

o wartości 14,8 tys. zł, z której 6,7 tys. zł bierze na siebie fundusz, spłacana jest w ciągu

trzech lat.45

Na zbliżonym rynku pomp ciepła, na którym inwestorzy prywatni nie mogą liczyć na

dedykowany system wsparcia, sytuacja wygląda już inaczej. Polska jest w europejskim

ogonie pod względem liczby tych urządzeń (7,1 tys. w 2012 roku). Wyprzedzają nas nie tylko

inne duże kraje UE (Włochy - ponad 1 mln instalacji), Francja, Niemcy, Hiszpania), ale także

zdecydowanie: Dania (30 tys. urządzeń), Bułgaria (27,5 tys.), Austria (13,6 tys.), a nawet

Estonia (13,5 tys.).

11.2. Rozproszona energetyka w Polsce na tle wybranych krajów UE

Pozostałe technologie rozproszonej energetyki nadal są relatywnie mało popularne w

Polsce. Według szacunków Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO), uwzględniających

jedynie instalacje OZE, w kraju działa ok. 223 tys. małych i mikroinstalacji, z tego ponad

połowę stanowią – wspomniane wcześniej – kolektory słoneczne. Na kolejnych miejscach

znalazły się kotły na biomasę (ok. 90 tys. sztuk), pompy ciepła (30 tys.), wiatraki (3 tys.) oraz

panele fotowoltaiczne (139). Jak dotąd Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku,

przewidująca "stworzenie optymalnych warunków do rozwoju energetyki rozproszonej

opartej na lokalnie dostępnych surowcach"46 nie była realizowana.

Tabela 3: Stan obecny mikroinstalacji w Polsce [Źródło: IEO]

Małe i mikroinstalacje OZE Średnia

moc [kW]

Średni koszt [zł/kW]

Średni koszt całej instalacji

[zł]

Szacunkowa ogólna liczba

mikroinstalacji 2012 [szt.]

Kolektory słoneczne 7,0 3200 22 400 120 000

Małe piece i kotły na biomasę (dedykowane)

20,0 900 18 000 90 000

Pompy ciepła 10,0 2 500 25 000 10 000

45 Bieżące efekty wdrażania, NFOŚiGW, http://www.nfosigw.gov.pl/srodki-krajowe/doplaty-do-

kredytow/doplaty-do-kredytow-na-kolektory-sloneczne/biezace-efekty-wdrazania/, 28 października 2013

46 Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10

listopada 2009 r.

70

Małe elektrownie wiatrowe (on i off grid)

3,0 9 000 27 000 3 000

Systemy fotowoltaiczne (on i off grid)

3.0 8 000 24 000 139

Średnia / Razem 9 4 720 23 280 223 139

Warto przy tym zwrócić uwagę, że spośród blisko 3 tys. małych elektrowni

wiatrowych większość nie jest podłączona do sieci (tylko 20, w tym 6 mikroinstalacji, posiada

koncesję wytwórczą, niezbędną do przyłączenia do sieci). Natomiast wśród instalacji

fotowoltaicznych należących do osób prywatnych żadna nie działa on-grid.47 Według danych

Urzędu Regulacji Energetyki na temat rozwoju koncesjonowanych instalacji o mocy poniżej

40 kW wynika, że poza małymi elektrowniami wodnymi tego rodzaju źródeł właściwie nie

ma. Mamy 6 koncesjonowanych instalacji fotowoltaicznych i 8 koncesjonowanych instalacji

małych elektrowni wiatrowych, które są przyłączone do sieci.48

Zdecydowanie lepiej sytuacja wygląda u naszych zachodnich sąsiadów, gdzie

wsparcie energetyki prosumenckiej w postaci systemu feed-in skutecznie zachęciło

odbiorców indywidualnych do inwestowania we własne źródła przyłączone do sieci

dystrybucyjnej. W Niemczech, które są europejskim liderem rozwoju energetyki odnawialnej,

spośród 73 tys. MW mocy zainstalowanej OZE w 2012 roku 35% należała do osób

indywidualnych, a kolejne 11% do rolników (rysunek 28). Rozdrobnienie produkcji energii u

naszych zachodnich sąsiadów obrazuje fakt, że w 2010 roku liczba producentów energii

przekroczyła 4 miliony.

47 Marek Wielgo, Polacy bliżej wytwarzania prądu na własne potrzeby. Wyborcza.biz, 11 lipca 2013 r.,

48 Droga do energetyki obywatelskiej w Polsce, Konferencja Senackiego Zespołu Energii Odnawialnej,

Kancelaria Senatu, 16 kwietnia 2013 r.

71

Rysunek 28: Struktura własności instalacji OZE w Niemczech w 2012 [Źródło: Agentur für Erneuerbare Energien]

Rozproszona energetyka intensywnie rozwija się także w Wielkiej Brytanii. Liczba

producentów energii w tym kraju niedługo przekroczy milion(w 2008 r. było to 98 tys.), z

łączną mocą zainstalowaną ponad 1600 MW.49 W latach 2005-2012 Brytyjczycy

zainstalowali blisko 24 tys.. małych i średnich turbin wiatrowych o łącznej mocy 102 MW. W

tym samym czasie wyeksportowali drugie tyle małych turbin. Szacuje się, że do końca tego

roku liczba takich instalacji w Wielkiej Brytanii wzrośnie o połowę.50 Bardzo dynamicznie

rośnie także moc przyłączanych paneli fotowoltaicznych. Tylko w latach 2011-2012 ich moc

wzrosła z niespełna 80 MW do niemal 1660 MW.51 Wolniej, chociaż w dwucyfrowym

tempie, przybywa paneli solarnych. W 2012 roku Brytyjczycy przyłączyli instalacje o mocy

42 MWt i łącznie produkują już ciepło w kolektorach o mocy 455 MWt.52

49 Droga do energetyki obywatelskiej…

50 Small and Medium Wind. UK Market Report, RenewableUK, październik 2013

51 Photovoltaic barometer 2013, EurObserv'ER, kwiecień 2013

52 Solar thermal and concentrated solar…

72

Rysunek 29: Produkcja energii w małych i średnich elektrowniach wiatrowych w Wielkiej Brytani i w latach 2005-2013 [Źródło: RenewableUK]

11.3. Bariery rozwoju rozproszonej energetyki w Polsce

Warto zwrócić uwagę, że niewielka liczba instalacji prosumenckich w Polsce nie

wynika bynajmniej z nikłego zainteresowania nimi osób prywatnych. Z jednej strony

potwierdza to niezwykle dynamiczny rozwój rynku kolektorów słonecznych, z drugiej

natomiast badania społeczne. Z ankiety przeprowadzonej w 2013 roku przez TNS OBOP na

zlecenie IEO wynika, że aż 45% badanych Polaków jest zainteresowana własnym

wytwarzaniem energii, spośród których niemal połowa chciałaby zainwestować w

najbliższym czasie, pod warunkiem, że byłoby to możliwe (zobacz rysunek 30). Wśród osób,

które ze względów ekonomicznych mogłyby zostać prosumentami w pierwszej kolejności

(prywatni przedsiębiorcy oraz kierownicy i specjaliści) zainteresowanie takim działaniem jest

jeszcze wyższe (odpowiednio 70% i 61%).

73

Rysunek 30: Zainteresowanie Polaków inwestycjami we własną generację energii [Źródło: TNS OBOP]

Podstawowymi ograniczeniami rozwoju mikroinstalacji są:

• skomplikowane warunki formalno-prawne – m.in. związane z koniecznością uzyskania

koncesji wytwórczej (w przypadku małych źródeł OZE) oraz obowiązku prowadzenia

działalności gospodarczej, które zniesiono dopiero "małym trójpakiem" we wrześniu

2013 roku (szerzej w rozdziale 9.),

• warunki ekonomiczne – nieosiągnięcie przez mikroinstalacje OZE tzw. grid parity, czyli

konkurencyjności wobec cen energii z sieci. W Polsce brakuje wsparcia takich instalacji,

co dodatkowo nie pozwoliło im do tej pory osiągnąć większej dojrzałości na rynku, co

ograniczyłoby ceny urządzeń i koszty ich instalacji.

Bariery formalno-prawne rozwoju energetyki prosumenckiej oraz ostatnie zmiany w

tym zakresie wprowadzone "małym trójpakiem" przybliżone zostały w rozdziale 9. W

związku z tym poniżej omówione zostaną ograniczenia ekonomiczne.

Okres zwrotu z inwestycji w mikroinstalację dla połowy respondentów badania TNS

OBOP53 nie powinien przekroczyć 7 lat. Natomiast wśród osób wyrażających gotowość

inwestowania w małe OZE w ciągu najbliższych dwóch lat tylko, co czwarty gotowy jest

czekać więcej niż 4 lata na zwrot poniesionych kosztów. Program dopłat do kolektorów

53 Polacy o źródłach energii odnawialnej. Wyniki badania opinii publicznej, IEO, ZP FEO, Warszawa 2013

74

słonecznych swój sukces zawdzięcza właśnie dopasowaniu do tych oczekiwań. Średni okres

jego spłaty wynosi 3 lata, co dla przeciętnego kredytu na poziomie 18,4 tys. zł, oraz przy

dofinansowaniu w wysokości 45% kosztów, oznacza konieczność spłat miesięcznych rat

kredytu w wysokości ok. 230 zł.

Na razie żadna inna technologia energetyki odnawialnej nie jest wstanie nawet

zbliżyć się do warunków stworzonych na rynku kolektorów słonecznych, chociaż nowy

program NFOŚiGW, który ma to umożliwi ć, jest przygotowywany. Należy wyraźnie

podkreślić, że wszelkie szacunki i plany w zakresie rozwoju energetyki prosumenckiej nie

zostaną zrealizowane bez odpowiedniego systemu wsparcia. Koszt fotowoltaicznej instalacji

to 8000 zł/kW (patrz tabela nr 3) jednocześnie łączny przychód z tej instalacji to 292,72 zł

rocznie z 1 kW. Oznacza to, że okres spłaty wynosi 27.3 lat. W efekcie bez wsparcia

inwestycji takie przedsięwzięcie nie będzie podejmowane na polskim rynku.

11.4. Potencjał rynku mikroinstalacji

W Polsce jest 6 mln budynków mieszkalnych, z czego 5,5 mln stanowią domy

jednorodzinne.54 To przybliżona liczba potencjalnych instalacji prosumenckich. Odwołując

się do ograniczeń finansowych inwestorów indywidualnych trzeba jednak dodać, że

większość domów jednorodzinnych znajduje się na wsiach, które stwarzają lepsze warunki do

uruchomienia mikroinstalacji, jednak ich mieszkańcy charakteryzują się istotnie niższym

poziomem dochodów rozporządzalnych.

Przewidywany poziom inwestycji w mikroinstalacje OZE do 2020 roku zawiera

Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych (KPD), przyjęty przez rząd

w 2010 roku. Jedyną wyróżnianą w KPD technologią energetyki rozproszonej są małe

elektrownie wiatrowe. Stosując jednak metodologię przyjętą przez Instytut Energetyki

Odnawialnej do przewidywanego rozwoju energetyki małoskalowej należy doliczyć także

inwestycje w fotowoltaikę, a także sporą część potencjału produkcji energii z biogazu, z

biomasy, w kotłach indywidualnych i w mikrobiogazowniach. Oznacza to, zakładając tylko

realizację KPD, że do 2020 roku wykreujemy w Polsce potencjał 2 mln nowych

prosumentów.55

54 Wyniki Narodowego Spisu Powszechnego Ludności i Mieszkań 2011. Podstawowe informacje o sytuacji

demograficzno-społecznej ludności Polski oraz zasobach mieszkaniowych, GUS, Warszawa, marzec 2012

55 Droga do energetyki obywatelskiej…

75

Tabela 4: Moce mikroinstalacji OZE w 2020 r. na podstawie założeń IEO odnośnie wykonywania Krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych [Źródło: IEO]

Rysunek 29: Produkcja energii elektrycznej i ciepła w mikroinstalacjach zgodnie z założeniami IEO odnośnie wykonywania Krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych [Źródło: IEO]

12. Wnioski

Rynek energii elektrycznej w Polsce podlega sukcesywnym zmianom

przybliżającym jego funkcjonowanie do w pełni konkurencyjnych zasadach. Liberalizacja

rynku energii elektrycznej stwarza nowe wyzwania przed spółkami obrotu, jako

sprzedawcami energii elektrycznej do odbiorców końcowych oraz OSD. Spora część tych

wyzwań może być powiązana z proponowaną funkcjonalnością liczników zdalnego odczytu

76

(liczników inteligentnych - smart metering). Rozwój inteligentnych sieci (smart grid) z kolei

wychodzi między innymi naprzeciw: zwiększeniu funkcjonalności sieci

elektroenergetycznych, minimalizacji liczby przerw i awarii, a także powinien wiązać się z

rozwojem idei prosumenta, wytwarzającego energię elektryczną na własne potrzeby.

W dniu 11 września 2013 r. weszła w życie nowelizacja ustawy – Prawo

energetyczne wprowadzona ustawą z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo

energetyczne oraz niektórych innych ustaw zwana potocznie „małym trójpakiem”.

Nowelizacja wprowadza liczne rozwiązania, które wychodzą naprzeciw postulatom

prosumentów i eliminują bariery formalno-prawne rozwoju mikroinstalacji w Polsce. Do tych

rozwiązań można zaliczyć:

• zwolnienie z obowiązku prowadzenia działalności gospodarczej polegającej na

wytwarzaniu energii elektrycznej w mikroinstalacji;

• zwolnienie z obowiązku uzyskania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej

w mikroinstalacji;

• rezygnację z pełnej procedury przyłączenie do sieci OSD na rzecz zgłoszenia do

przyłączenia mikroinstalacji do sieci.

„Mały trójpak” wprowadził także zapisy obligujące sprzedawcę z urzędu do zakupu

oferowanej do sprzedaży energii elektrycznej z mikroinstlacji. Zakup tej energii ma odbywać

się po cenie równej 80% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku

kalendarzowym (tzw. cena rynku konkurencyjnego). Przyjęty, stosunkowo niski zdaniem

wielu ekspertów, poziom obowiązkowego zakupu energii elektrycznej uwzględnia

prosumencki charakter jej wytwarzania w danej mikroinstalacji, która z założenia powinna

zostać zwymiarowana z uwzględnieniem potrzeb produkcji tej energii na potrzeby danego

prosumenta, a nie w celu jej sprzedaży poza instalację prosumencką. Sprzedaż energii

elektrycznej po wyżej przytoczonej, stosunkowo niskiej cenie powinna eliminować przypadki

przewymiarowania mikroinstalacji oraz próby sprzedaży znacznych wolumenów energii

elektrycznej do sprzedawcy z urzędu przy wykorzystywaniu sieci dystrybucyjnej OSD.

W ramach rozpatrywanych modeli rozliczeń w relacji prosument i sprzedawca

analizie poddano następujące trzy modele:

• Model 1 – model rozliczeń przed 11 września 2013 r. – przed wejściem w życie „małego

trójpaku”.

77

• Model 2 - model rozliczeń po wejściu w życie „małego trójpaku”, model zbieżny

z wersją założeń do nowej ustawy o odnawialnych źródłach energii z 17 września 2013 r.

– model obowiązujący na dzień wykonania opracowania – 21 października 2013 r.

• Model 3 – model rozliczeń przewidziany w ustawie o odnawialnych źródłach energii

w wersji projektu z października 2012 roku.

We wszystkich modelach po stronie prosumenta pojawiają się tzw. koszty uniknięte

będące sumą kosztów brutto (prosument nie jest podatnikiem VAT) zakupu energii

elektrycznej oraz składników zmiennych usług dystrybucyjnych (także brutto).

Ponadto w ramach Modelu 1 prosument (w zakresie wyprodukowanej energii

elektrycznej we własnym źródle) miał możliwość otrzymania dodatkowych przychodów ze

świadectw pochodzenia (OZE). W przypadku występowania nadwyżek, cena zakupu energii

elektrycznej była równa wyznaczanej przez Prezesa URE cenie energii elektrycznej na rynku

konkurencyjnym w poprzednim roku (także brutto).

W Modelu 2 prosument, nie posiadając koncesji nie ma możliwości otrzymania

bezpośrednio dodatkowego dochodu ze świadectw pochodzenia (na poziomie ustawy nie

rozstrzygnięto możliwości uzyskania świadectw pochodzenia przez innego (niż prosument)

przedsiębiorcę, np. poprzez wydzierżawienie mikroinstalacji podmiotowi posiadającemu

koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej). Zakup nadwyżki produkcji energii

elektrycznej przez sprzedawcę z urzędu ma tu miejsce po cenie równej 80% ceny na rynku

konkurencyjnym w roku poprzednim. W przypadku Modelu 2 konieczne jest także

rozstrzygnięcie, w jakim cyklu będzie następowało rozliczenie prosumenta ze sprzedawcą

z urzędu – czy będą to rozliczenie miesięczne, kwartalne czy roczne (preferowane

z pewnością przez prosumentów byłyby rozliczania za różnicę pomiędzy energią elektryczną

wprowadzoną i pobraną z sieci OSD w rocznych okresach rozliczeniowych.

W Modelu 3, z punktu widzenia rozliczeń najprostszym, sprzedawca z urzędu miał

być zobowiązany do zakupu energii elektrycznej wytworzonej z OZE przez wytwórcę

w mikroinstalacji albo od wytwórcy wpisanego do rejestru małych instalacji, po określonych

na poziomie ustawowym cenach jednostkowych uzależnionych między innymi od rodzajów

instalacji OZE.

Raport zwraca uwagę, że wprowadzenie systemu Smar Metering/Smart Grid może

uelastycznić rynek energetyczny, pozwolić na oferowanie usług lepiej dostosowanych do

potrzeb odbiorców, ale też – a może przede wszystkim – poprawić standardy niezawodności

78

dostaw. Jak wskazują badania efektywności technicznej firm zajmujących się dystrybucją

energii, osiągamy wyniki wielokrotnie gorsze od zachodnioeuropejskiej średniej. Pilotażowy

program "Inteligentny Półwysep", Energi-Operatora ma na celu poprawę tych wskaźników.

Uwzględniając założenia projektowe planowane jest ograniczenie przerw w dostawach

energii elektrycznej uzyskując tym samym zmniejszenie SAIDI o 50% a SAIFI o 30%. Jest

jeszcze za wcześnie by stwierdzić na ile dane z obszaru pilotażowego dadzą się przełożyć na

obszar działania dużego OSD tym niemniej wniosek, że tak znacząca redukcja SAIDI i SAIFI

jest możliwa głównie dzięki elementom sieci inteligentnej jest jak najbardziej trafna.

Jednocześnie mocno podkreśla się w raporcie, że dalszych prac i osiągnięcia

porozumienia wymaga problem standaryzacji i ujednolicenia wymaganych minimalnych

funkcjonalności systemu.

Autorzy zwracają jednocześnie uwagę na wiele pozytywnych efektów wdrażania

systemu inteligentnych sieci, takich jak:

• efektywniejsze bilansowanie sieci elektroenergetycznej

• wykorzystanie informacji pomiarowych z opomiarowania stacji SN do zarządzania siecią

elektroenergetyczną

• kontrola parametrów jakości energii elektrycznej na stacjach SN oraz u odbiorców

końcowych

• automatyzacja procesu odczytu wskazań liczników i obniżenie kosztów odczytów

realizowanych przez inkasentów]

• odczyty zużycia energii na żądanie

• zdalna windykacja

• możliwość odczytów liczników innych mediów

• uproszczona procedura przyłączenia mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej

• obszary współpracy prosumenta z operatorem systemu dystrybucyjnego

W raporcie przedstawiono stan obecny i perspektywy rozwoju generacji

rozproszonej, opartej zwłaszcza o instalacje prosumenckie w Polsce. Porównanie osiągnięć

naszego kraju w rozwijaniu zdecentralizowanej energetyki z innymi pokazuje, że w

europejskiej elicie znaleźliśmy się w zakresie rozwoju kolektorów słonecznych, do czego

przyczynił się m.in., wygasający wkrótce, program dopłat do kredytów ze środków

Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Pod względem rozwoju

pozostałych technologii prosumenckich znajdujemy się w ogonie państw członkowskich.

79

Tymczasem Polska ma bardzo duży potencjał rozwoju takiego rodzaju energetyki. O

tym, czy będzie on realizowany, zdecyduje jednak system wsparcia, bez którego inwestycje te

nie mają możliwości spłaty. W raporcie podkreślono, że nowy system pomocy powinien

spełniać oczekiwania drobnych inwestorów, wśród których okres spłaty urządzeń (zaledwie 4,

maksymalnie 7 lat), jest jedną z głównych determinant decyzji inwestycyjnej.

03 980 Warszawa ul. Znanieckiego 2 m 44 tel. +48 222 240 985

Instytut im. E. Kwiatkowskiego Instytut im. E. Kwiatkowskiego, to jednostka naukowo badawcza zajmująca się badaniami nad gospodarką, ze szczególnym uwzględnieniem energetyki. Nad jej programem merytorycznym czuwa prof. Krzysztof Żmijewski. Jednym z ważniejszych celów Instytutu jest podnoszenie świadomości społeczeństwa w obszarze rozwoju infrastruktury gospodarczej kraju, bezpieczeństwa energetycznego i rozwoju rynku ze szczególnym uwzględnieniem zachowania zasad zrównoważonego rozwoju. Instytut im. E. Kwiatkowskiego zrealizował m.in. projekt „Akademia Młodej Polski” – cykl spotkań studentów z wybitnymi osobowościami, które odbywają się na Politechnice Warszawskiej. Instytut podjął się także misji powołania Koalicji dla Redukcji – wyjątkowej debaty dedykowanej przedstawicielom polskiego parlamentu. Instytut odpowiada także za tworzenie opracowań, analiz i ekspertyz z zakresu wdrażania efektywności energetycznej. Instytut im E. Kwiatkowskiego funkcjonuje w ramach Stowarzyszenia na rzecz efektywności – ETA, które zostało powołane w celu: działania na rzecz zwiększenia efektywności i konkurencyjności polskiej gospodarki, w szczególności poprzez wysoko wydajne wykorzystanie zasobów pracy, materiałów, energii i środowiska; wszechstronnego propagowanie informacji i odpowiedniego działania w zakresie podnoszenia poziomu cywilizacyjnego Polski i jej regionów, z uwzględnieniem zasad zrównoważonego rozwoju; promocji i popieranie rozwoju infrastruktury, w tym infrastruktury sieciowej. Instytut im. E. Kwiatkowskiego współpracuje z polskimi i zagranicznymi ekspertami. Instytut im E. Kwiatkowskiego wspiera również Społeczną Radę ds. Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej, powołaną przez Wicepremiera, Ministra Gospodarki Janusza Piechocińskiego. Misją Rady jest dostarczenie niezależnej i wszechstronnej strategicznej wiedzy umożliwiającej realizację konstytucyjnej zasady zrównoważonego rozwoju. Celem głównym jest wsparcie Rządu w procesie przestawienia polskiej gospodarki na tory niskoemisyjne. Celem uzupełniającym jest przekonanie społeczeństwa, co do zasadności inwestycji w budowę takiej gospodarki.