Zagadnienia regulowane Ustawą Prawo Energetyczne
• Dostarczanie paliw i energii
– obowiązek udostępniania zdolności magazynowych,
ś
wiadczenia usług przesyłu oraz skraplania gazu, ale:
• Art. 4h. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne wchodzące w
skład przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo może
odmówić świadczenia usługi przesyłania, dystrybucji lub
transportu gazu ziemnego, usługi magazynowania lub usługi
skraplania gazu ziemnego, jeżeli świadczenie tych usług
może spowodować dla przedsiębiorstwa zintegrowanego
pionowo trudności finansowe lub ekonomiczne związane z
realizacją zobowiązań wynikających z uprzednio zawartych
umów przewidujących
obowiązek zapłaty za określoną ilość gazu ziemnego,
niezależnie od ilości pobranego gazu, lub
gdy świadczenie tych usług uniemożliwia wywiązanie się
przedsiębiorstwa zintegrowanego
pionowo z obowiązków w zakresie ochrony interesów
odbiorców i ochrony środowiska.
– zakres umów, w tym umowy kompleksowej obejmującej
umowę sprzedaży energii i umowę
na świadczenie usług przesyłu lub dystrybucji,
– sprzedawca z urzędu
– warunków kontroli urządzeń pomiarowych i stosowania
liczników przedpłatowych
– obowiązku przyłączenia do sieci na równoprawnych
warunkach, zasady realizacji i
finansowania tego przyłączenia, wymagania techniczne
– zakres rozporządzenia regulującego zasady
funkcjonowania przedsiębiorstw
gazowniczych, elektroenergetycznych i ciepłowniczych, w
szczególności operatorów sieci
przesyłowych i dystrybucyjnych – m.in.:
• rozporządzeń taryfowych,
• rozporządzeń określających warunki dostępu stron trzecich
do sieci,
• zasady i sposób bilansowania popytu,
• zasady współpracy pomiędzy operatorami sieci
– obowiązek sprzedawców energii do zakupu energii
elektrycznej o określonym
pochodzeniu (ze źródeł odnawialnych); ustalanie opłat
zastępczych, ustalanie pochodzenia
energii z OZE, z wysokosprawnej kogeneracji, etc.
– warunki wprowadzania ograniczeń w zasilaniu nośnikami
energii i zapewnienia
bezpieczeństwa dostaw
– własność państwowa operatorów sieci przesyłowych
Zagadnienia regulowane Ustawą Prawo Energetyczne c.d.
• Polityka energetyczna
– Zakres i cele polityki energetycznej Państwa
Art. 14. Polityka energetyczna państwa określa w
szczególności:
1) bilans paliwowo-energetyczny kraju;
2) zdolności wytwórcze krajowych źródeł paliw i energii;
3) zdolności przesyłowe, w tym połączenia transgraniczne;
4) efektywność energetyczną gospodarki;
5) działania w zakresie ochrony środowiska;
6) rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii;
7) wielkości i rodzaje zapasów paliw;
8) kierunki restrukturyzacji i przekształceń własnościowych
sektora paliwowo-energetycznego;
9) kierunki prac naukowo-badawczych;
10) współpracę międzynarodową.
– Zadania Ministra Gospodarki w zakresie Polityki
energetycznej Państwa
– Współpraca Ministra Gospodarki, Prezesa URE, Prezesa
UOKiK w zakresie realizacji Polityki
energetycznej Państwa
– Obowiązek opracowywania przez przedsiębiorstwa
sieciowe planów rozwoju dla prowadzonej przez nie
działalności na określonym terenie, współpracy z gminami w
zakresie przygotowywania tych planów, ich
uzgadniania z URE i raportowania z realizacji
– Zadania własne gmin w zakresie zaopatrzenia w energię:
1) planowanie i organizacja zaopatrzenia w ciepło, energię
elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy;
2) planowanie oświetlenia miejsc publicznych i dróg
znajdujących się na terenie gminy;
3) finansowanie oświetlenia ulic, placów i dróg publicznych
znajdujących się na terenie gminy.
– Udział samorządu wojewódzkiego w planowaniu
zaopatrzenia w energię
– Warunki ogłaszania przetargów przez URE na nowe moce
wytwórcze
• Organ do spraw regulacji gospodarki paliwami i energią
– Zadania URE
– Obowiązki i kompetencje Prezesa URE
• udzielanie i cofanie koncesji;
• zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw
gazowych, energii elektrycznej i ciepła, w tym ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających
projektowaną poprawę efektywności
funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego
b) okresu obowiązywania taryf
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach
za świadczenie usług
e) jednostkowych opłat zastępczych (np. za niedostarczenie
energii z OZE)
f) wskaźnika referencyjnego (do taryfy na ciepło z
kogeneracji)
• opracowywanie wytycznych i zaleceń do planów
przedsiębiorstw energetycznych i ich uzgadnianie
• kontrolowanie wykonania obowiązków ustawowych przez
przedsiębiorstwa energetyczne
• wyznaczanie operatorów systemów sieciowych
• udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia
usług
• zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci,
• organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej
• kontrolowanie standardów jakościowych obsługi
odbiorców
• kontrolowanie realizacji przez operatora systemu
przesyłowego rozporządzeń KE
• rozstrzyganie sporów, nakładanie kar pieniężnych na
zasadach określonych w ustawie;
• przeciwdziałaniu praktykom ograniczającym konkurencję;
• określanie i publikowanie wskaźników i cen
wskaźnikowych
• zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących
przedsiębiorstw energetycznych
• monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i
elektroenergetycznego
• wydawanie świadectw pochodzenia
– Struktura organizacyjna (terenowa) URE
– Tryb powoływania Prezesa URE
• Koncesje i taryfy
– Uzyskania koncesji wymaga:
• wytwarzania paliw lub energii, z wyłączeniem
wytwarzania:
– a) paliw stałych lub paliw gazowych,
– b) energii elektrycznej w źródłach o łącznej mocy
zainstalowanej elektrycznej nieprzekraczającej 50 MW
niezaliczanych do odnawialnych źródeł energii lub do źródeł
wytwarzających energię elektryczną w
kogeneracji, z wyłączeniem wytwarzania energii
– elektrycznej z biogazu rolniczego,
– c) ciepła w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej
cieplnej nieprzekraczającej 5 MW;
• magazynowania paliw gazowych
• przesyłania lub dystrybucji paliw lub energii, z
wyłączeniem: dystrybucji paliw gazowych w sieci o
przepustowości poniżej 1 MJ/s oraz przesyłania lub
dystrybucji ciepła, jeżeli łączna moc
zamówiona przez odbiorców nie przekracza 5 MW;
• obrotu paliwami lub energią, z wyłączeniem:
– obrotu paliwami stałymi, obrotu energią elektryczną za
pomocą instalacji o napięciu poniżej 1 kV będącej
własnością odbiorcy,
– obrotu paliwami gazowymi, jeżeli roczna wartość obrotu
nie przekracza równowartości 100 000 euro,
– obrotu gazem płynnym, jeżeli roczna wartość obrotu nie
przekracza równowartości 10 000 euro oraz
– obrotu ciepłem, jeżeli moc zamówiona przez odbiorców
nie przekracza 5 MW,
• obrotu paliwami gazowymi lub energią elektryczną
dokonywanego na giełdzie towarowej
– Określenie warunków i trybu uzyskiwania koncesji, i
czasu, na który koncesja jest udzielana
– Obowiązek prowadzenia ewidencji księgowej w sposób
umożliwiający odrębne obliczenie
kosztów i przychodów, zysków i strat dla wykonywanej
działalności gospodarczej na rzecz odrębnych grup
odbiorców (w celu eliminacji subsydiowania skrośnego)
– Zasady taryfikacji – w tym taryfikacji kosztowej i
taryfikacji opartej na wskaźnikach
referencyjnych (dla wytwarzania ciepła w kogeneracji)
• Urządzenia, instalacje, sieci i ich eksploatacja
– Podstawowe zasady projektowania i eksploatacji urządzeń
w kontekście ich niezawodności, bezpieczeństwa i zgodności
z innymi przepisami
– Wymagania dotyczące dokumentacji technicznej, w tym
informacji o efektywności energetycznej urządzenia, oraz
etykietowania urządzeń,
– Wymagania kwalifikacyjne osób zajmujących się obsługa
urządzeń energetycznych i zasady wydawania świadectw
kwalifikacyjnych
Celem unbundlingu, czyli rozdziału poszczególnych
obszarów działalności poprzez wydzielenie operatorów
systemu, jest zapobieganie powstawaniu konfliktu interesów
dotyczących z jednej strony konkurencyjnej działalności
wytwórców i sprzedawców energii elektrycznej, a z drugiej
– regulowanej działalności przedsiębiorstw sieciowych. W
tym kontekście, unbundling stanowi kluczowe narzędzie
zapewniające sprawne funkcjonowanie Jeżeli chodzi o
unbundling funkcjonalny, dyrektywa w szczególności
wymaga, aby przedsiębiorstwa zapewniły rozdzielenie i
niezależne zarządzanie siecią od wytwarzania i sprzedaży
energii, oraz przyjęły program zapewnienia zgodności, który
określa środki i procedury kontrolne, których celem jest
eliminacja działań o charakterze dyskryminacyjnym.
Kolejny kluczowy aspekt unbundlingu w myśl postanowień
dyrektywy 2003/54/WE dotyczy kontroli jej zastosowania
przez urzędy regulacyjne, których zadanie polega na
monitorowaniu skutecznego rozdziału rachunkowego i
eliminacji działań o charakterze dyskryminacyjnym
podejmowanych przez operatorów sieci. Urzędy regulacyjne
upoważnione są również do rozstrzygania sporów oraz
żą
dania wprowadzania zmian w zakresie zasad dostępu do
sieci danego operatora sieci. Dyrektywa przedstawia zatem
spójny wykaz zasad dotyczących zarówno struktury
organizacyjnej przedsiębiorstw, jak i nadzoru regulacyjnego.
energochłonność skumulowana – zużycie energii na
wytworzenie rozpatrywanego produktu lub usługi
obejmujące:
_skumulowaną energochłonność eksploatacyjną, w tym:
•energochłonność bezpośrednią,
•zużycie energii na pozyskanie, przetworzenie i transport
nośników energii zużytych bezpośrednio w danym procesie,
•zużycie energii na pozyskanie, wytworzenie i transport
surowców i materiałów zużywanych w danym procesie
_skumulowaną energochłonność inwestycyjną – to jest
energię skumulowana i zużyta na wytworzenie maszyn i
urządzeń , budowę budynków wykorzystywanych w
rozważanym procesie wskaźnik energochłonności
skumulowanej dla k-tego nośnika energii
zużywanego w związku z produkcją j-tego produktu
Ekj – sumaryczne zużycie k-tego nośnika w całym ciągu
procesów wytwórczych przy produkcji j-tego wyrobu
Pnetto_j – produkcja netto j-tego wyrobu (bez zużycia na
potrzeby własne)
∆
Ek – przyrost zużycia k-tego nośnika w gospodarce kraju
∆
Pj – przyrost produkcji końcowej j-tego wyroby
Cele analizy energochłonności skumulowanej
• planowanie zmian zużycia poszczególnych nośników
energii w efekcie zmian produkcji wyrobu
• porównywanie nakładów energetycznych różnych
technologii i ocena energochłonności w tych wariantach
• ocena możliwości redukcji zużycia energii
• ocena wpływu substytucji nośników energii i materiałów
na zużycie energii pierwotnej
• ocena wpływu zmian cen nośników energii i materiałów na
koszty wytwarzania danego produktu
*metoda analizy procesów (bootom-up)
*metoda bilansu skumulowanego zużycia energii
u
ij
– jednostkowe zużycie bezpośrednie i-tego produktu
(półproduktu, materiału, surowca) na produkcje j-tego
produktu
f
nj
– jednostkowa produkcja uboczna n-tego produktu, przy
produkcji produktu j-tego
w
ki
, w
kj
, w
kn
– wskaźnik zużycia k-tego nośnika energii na
i-ty, j-ty lub n-ty produkt
z
kj
– bezpośrednie zużycie k-tego nośnika energii przy
produkcji j-tego produktu
Zarządzanie popytem
oczekiwane efekty fizyczne (uzyskiwane łącznie lub
wybiórczo):
•unikanie inwestycji w instalacje przetwarzania, przesyłu lub
w sieci dystrybucyjne
•zwiększenie sprzedaży energii
•zwiększenie przeciętnego obciążenia instalacji
energetycznych (poprawa ich wykorzystania)
•zmniejszenie zużycia energii
metody techniczne:
-zastosowanie urządzeń energooszczędnych - przykłady
-źródła światła (CFL, lampy sodowe, …)
-wysokosprawne napędy (silniki) elektryczne
-energooszczędne odbiorniki TV i monitory
-energooszczędne urządzenia chłodnicze
-budynki o podwyższonej izolacyjności
-rekuperacja ciepła w systemach wentylacji
-kuchenki mikrofalowe
-akumulacja ciepła, energii kinetycznej lub potencjalnej
(wirujące bębny, sprężone gazy, przepompowane ciecze,
zbiorniki gorącej wody lub pary)
-sterowania pracą odbiorników - przykłady
-zdalne sterowanie pracą urządzeń odbiorczych oparte na
łączności dwukierunkowej
-zdalne sterowanie zasilaniem urządzeń klimatyzacyjnych
(zastosowanie nie ma znaczenia w dzisiejszych polskich
warunkach)
-przerwy w zasilaniu odbiorców
(nie stosowane poza sytuacjami kryzysowymi)
kto realizuje DSM:
przedsiębiorstwa dystrybucyjne (w ramach prowadzenia
działalności gospodarczej)
agendy państwowe (w ramach realizacji polityki
energetycznej Państwa)
metody oddziaływania na odbiorców:
•informacja – ogólna lub dedykowana
•rabaty udzielane odbiorcom energii na zakupy urządzeń
energooszczędnych (lub nowych odbiorników energii)
•niskooprocentowane pożyczki na zakup urządzeń
•rabaty udzielane odbiorcom energii w ramach rozliczeń za
pobór energii
•taryfy strefowa (czasowe)
•taryfy za dostawy przerywane
•taryfy „czasu bieżącego”
•inne plany taryfowe
•uregulowania prawne (oddziaływania w ramach polityki
energetycznej Państwa)
wybrane uwarunkowania prowadzenia DSM
•relacje pomiędzy nakładami inwestycyjnymi i kosztami
energii
•możliwość kształtowania taryf z uwzględnieniem efektów
DSM i w sposób zapewniający odpowiedni czas zwrotu
nakładów i kosztów programów DSM
(odbiorcy lub przedsiębiorstwu), w szczególności:
•rozdzielenie pomiędzy przychodami i dochodami
przedsiębiorstwa dystrybucyjnego – uwzględnienie realizacji
programów DSM w uznawanych
stopach zwrotu zainwestowanego kapitału
•ustalenie podmiotów odpowiedzialnych za realizację
programów DSM (zobowiązanych do ich realizacji)
DSM w ciepłownictwie?
• podłączenie nowego odbiorcy bez przebudowy
sieci rozdzielczych i zastosowania rurociągów o
większych średnicach, ale z termomodernizacją
obecnie zasilanych budynków
• wymiana sieci ciepłowniczej, ze względu na jej
dotychczasową awaryjność, skoordynowana z
termomodernizacją obecnie zasilanych budynków
• Przebudowa sieci ciepłowniczych z uwzględnieniem
możliwości zmniejszenia średnic, w efekcie
termomodernizacji budynków, umożliwia zmniejszenie
nakładów na te sieci zaledwie o 2-6%
Wyrównywanie obciążeń przez doposażenie węzłów
w moduły c.w.
• Wydatki na moduły c.w. – spłata zwykle w ciągu
2-5 lat
• Nakłady na wewnętrzną instalację c.w. mogą być
mniejsze od nakładów na remont przewodów
kominowych i układów wentylacji oraz na remont
(wymianę) piecyków
• Zwiększenie wolumenu sprzedaży ciepła i
dociążenie jednostek skojarzonych w źródłach
Wyrównanie obciążenia sezonowego - wykorzystanie
ciepła sieciowego do zasilania absorpcyjnych urządzeń
chłodniczych
• budowa sieci wody lodowej wytwarzanej w układzie
trigeneracji,
• zasilanie lokalnych stacji absorpcyjnych z wydzielonej
sieci ciepłowniczej pracującej latem z wyższą temperaturą
zasilania,
Wyrównywanie obciążenia dobowego
– sterowanie instalacją odbiorczą
• Okresowe ograniczanie ogrzewania o 20-25%,
przez 2-3 godziny, skutkujące obniżeniem
temperatury w pomieszczeniu o 2°C
• Spłaszczenie szczytowego poboru ciepła lub/i przesunięcie
poboru ciepła na okres, gdy krańcowe koszty produkcji
ciepła są niższe
• Konieczna automatyzacja i zdalne sterowanie
pracą systemu grzewczego w budynku
Metody oddziaływania na Odbiorcę
• informacja, porady, negocjacje
• oddziaływanie taryfowe (ograniczone)
• bezpośrednie sterowanie instalacją grzewczą w
budynku (przyszłościowe)
• wspomaganie finansowania i współpracy z
bankami
Znaczenie programów DSM
• ograniczanie ryzyka związanego z planowaniem i
realizacją inwestycji sieciowych przy niepewności popytu na
ciepło,
• podnoszenie jakości usług przesyłowych i dystrybucyjnych
w zakresie niezawodności, elastyczności i regulacyjności
odbioru,
• ograniczanie kosztów usług sieciowych,
• dociążanie posiadanego majątku i dyskontowania
wcześniej poniesionych kosztów,
• poprawa relacji z odbiorcami (PR);
Pobór 20 dni w miesiącu, przez cały rok. W pozostałe dni – bez poboru.
Nośnik może być wytwarzany w dwu urządzeniach:
a) w urządzeniu A o sprawności 0,9 zasilanym paliwem o cenie 30 zł/GJ ( w odniesieniu do energii w paliwie)
b) w urządzeniu B o sprawności 0,85 zasilanym paliwem, które należy zamawiać płacąc 10200 zł/MW miesięcznie (moc w
paliwie) oraz 17 zł/GJ za każdy pobrany 1 GJ w paliwie.
Nie ma żadnych ograniczeń w obciążaniu urządzeń i poborze paliw.
1. Jaki byłby koszt zasilania w paliwo jeśli korzystalibyśmy tylko z urządzenia A, a jaki jeśli będziemy korzystać tylko z
urządzenia B?
2. Jak należy pobierać paliwo i obciążać urządzenia? Jaki będzie wówczas miesięczny koszt zasilania w paliwo?
3. Jakie oszczędności można by uzyskać jeśli posiadalibyśmy możliwości dobowego magazynowania energii ze sprawnością
0,98?
Ad.1
Dobowe zapotrzebowanie na nośnik wynosi:
(2-0)h ·10 MW + (4-2)h ·(10 MW +8 MW)/2 + (15-4) h ·(8 MW+2 MW)/2 +(17-15)h·(2 MW/2 = (20 + 18 + 55 +1) MWh = 96
MWh
Koszt paliwowy nośnika:
w urządzeniu A: 30 zł/GJ/0,9*3,6 GJ/MWh = 120 zł/MWh (energia w nośniku)
w urządzeniu B: 10200 zł/0,85 = 12000 zł/MW (moc w nośniku) oraz 17 zł/GJ/0,85*3,6 GJ/MWh = 72 zł/MWh (energia w
nośniku)
Jeżeli wytwarzać nośnik tylko w urządzeniu A to jego koszt wyniesie:
96 MWh/d ・120 zł/MWh = 11760 zł/d i 230400 zł/m-c
Jeżeli wytwarzać nośnik w urządzeniu B to jego koszt wyniesie:
96 MWh/d・ 20 d/m-c*72 zł/MWh + 10 MW * 12000 zł/MW/m-c = 258240 zł/m-c
Ad. 2
Jeżeli zamówilibyśmy 1 MW mocy w nośniku i użytkowalibyśmy ten nośnik z tą mocą przez x godzin miesięcznie, to
pobralibyśmy x MWh energii.
Pobierając nośnik ze źródła A płacimy miesięcznie: 120・x
a ze źródła B: 12000・1 + 72・x
pobór z pierwszego źródła opłaca się jeśli 120 x < 12000 + 72 x
zatem x<12000/(120-72); x<250 (godzin miesięcznie), czyli skoro układ pracuje przez 20 dni w miesiącu, 12,5 godzin na
dobę.
Jeżeli obciążenie nie przekracza 3,47 MW to jest ono wykorzystywane przez dłużej niż 12,5 godziny na dobę (250 godzin
miesięcznie) – wyznaczone z analizy przebiegu właściwego odcinka na dobowym wykresie uporządkowanym:
(15 h – 4 h) :(8-2) MW = (15 h – 12,5 h) : (y-2) MW
y = 6・2,5/11+2=3,(36) MW
Zatem w urządzeniu B pracującym z mocą 3,36 MW przez 12, 5 godziny na dobę, a następnie przez 6,5 godziny
(19 – 12,5) z mocą mniejszą wytwarzanych byłoby w ciągu doby:
12,5h ・3,36 + 2,5 h・(3,36+2)/2 +2・2/1 = 49,75 MWh energii w nośniku ciepła
pozostałe 96 – 49,75 = 46,25 MWh byłoby wytwarzane w urządzeniu A.
Zużycie paliwa w urządzeniu A wyniosłoby:
46,25 MWh /0,9/ ・3,6 = 185 GJ/d = 3700 GJ/m-c
a zużycie paliwa w urządzeniu B wyniosłoby:
49,75/0,85 ・3,6 = 210,7 GJ/d = 4214 GJ/m-c
Koszty paliwowe wyniosą:
3700 GJ/m-c ・30zł/GJ + 4214 GJ/m-c ・17zł/GJ + 3,36 MW * 10000 zł/MW/m-c = 216276 zł
Ad.3
Dobowe zapotrzebowanie na nośnik w wysokości 96 MWh można pokryć wytwarzając i magazynując 96 MWh/0,97 = 99
MWh nośnika.
Wytwarzanie i magazynowanie nośnika (produktu) pozwala na zmniejszenie szczytowej mocy pobieranej w paliwie
(surowcu). Nie wpływa zatem na zmniejszenie kosztów paliwowych (surowcowych) jeśli koszty te są naliczane
według stawek zmiennych – proporcjonalnych do ilości pobranego paliwa (surowca). Można natomiast uzyskać redukcję
kosztów jeśli w związku z poborem paliwa (surowca) ponosimy opłaty stałe z tytułu gotowości dostawcy
do świadczenia usługi.
Wykorzystując urządzenie B:
średnia moc urządzenia: 99 MWh/24=4,08 MW
zamawiamy moc w paliwie w wysokości 99 MWh/24/0,85 = 4,802 MW;
oraz zużywamy paliwo w ilości 99 MWh /0,85 = 115,25 MWh = 414,9 GJ/d,
a miesięczne 414,9 GJ/d ・20 dni/m-c = 8298 GJ/m-c
Koszty paliwowe wynoszą:
4,802 MW ・10000 zł/MW + 8298 GJ ・17 zł/GJ = 189080 zł/m-c
uzyskuje się w ten sposób oszczędność 27196 zł miesięcznie ( ponad 326 tys. Zł rocznie).
Konieczne są nakłady inwestycyjne na magazyn, ale jeśli układ byłby budowany jako nowy – istnieje możliwość
ograniczenia mocy urządzeń wytwarzających nośnik do około 4,1 MW (dzisiaj łącznie muszą mieć co najmniej 10 MW) –
nie uwzględniając rezerwowania.