Sieci inteligentne w Polsce – opłacalne czy nie ... · sposobie implementacji sieci...
Transcript of Sieci inteligentne w Polsce – opłacalne czy nie ... · sposobie implementacji sieci...
1
Katarzyna Łabinowicz1
Zygmunt Parczewski2
Sieci inteligentne w Polsce – opłacalne czy nie? (Perspektywa odbiorcy energii)
1 Wprowadzenie
Dyskusja o potrzebie wdrożenia rozwiązań technicznych wspierających kolejne etapy
liberalizacji rynku energii w Unii Europejskiej i w Polsce trwa od kilku lat. W okresie kilku
ostatnich miesięcy nabrała rumieńców, gdy na podstawie wstępnych szacunków
zainteresowanych stron, głównie operatorów systemów elektroenergetycznych oraz URE
okazuje się, że:
a) Koszty wdrożenia systemu inteligentnych pomiarów i wsparcia odbiorców w
efektywnej regulacji zużycia energii mogą wynieść od 8 – 10 mld zł3. Mają one być
poniesione do roku 2020 przez operatorów sieci dystrybucyjnej (OSD), którzy będą
mogli przenieść je w taryfie na odbiorców
b) Brak jest opublikowanej, wiarygodnej i solidnej podstawy badawczo- analitycznej
pokazującej w możliwie prosty i zrozumiały sposób koszty i korzyści z tytułu
wdrożenia rozwiązań, powszechnie określanych pojęciem sieci inteligentnych (ang.
smart grid). W tym ujęciu ważne jest także uwidocznienie struktury beneficjentów
proponowanego rozwiązania – zarówno bezpośrednio objętych procesem zmian, jak
też korzyści pośrednich – ogólnospołecznych (redukcja presji środowiskowej i presji
cenowo - kosztowej w wieloletniej perspektywie)4
c) Brak jest w kraju poważnej analizy i namysłu nad konkretyzacją celów, którym ma
służyć budowa sieci inteligentnych, a następnie ich kwantyfikacją i oceną
sensowności poprzez budowę tak wyrafinowanego, ale niestety dość kosztownego
rozwiązania - systemu sieci inteligentnych.5
Zasygnalizowane powyżej problemy stanowiły jedną z głównych inspiracji do podjęcia próby
znalezienia i opracowania wyników z wdrożonych już przykładów sieci inteligentnych w
Europie i świecie. Inną stanowiły osobiste zainteresowania badawcze autorów
podzielających potrzebę tworzenia warunków dla racjonalnej ‘demokratyzacji polskiej
energetyki’, w kierunku jej silniejszego, przyśpieszonego rozwoju lokalnego,
wykorzystującego w znacznie szerszym zakresie źródła generacji rozproszonej (mała i
mikro-generacja oraz kogeneracja). Uznaliśmy jednak, że taka transformacja, której
krytycznym czynnikiem powodzenia będą zapewne sieci inteligentne musi być realizowana
1 Praktykantka w CENERG w Instytucie Energetyki w Warszawie, autorka pracy inżynierskiej pt. „Smart Grid RoadMap for Poland”, wrzesień 2012 (promotor: prof. T. Skoczkowski); obecnie na studiach magisterskich Politechniki Warszawskiej
2 Adiunkt w Instytucie Energetyki w Warszawie, Centrum Integracji Badań Energetycznych (CENERG)
3 Np. opracowania i materiały PTPiREE (A. Pazda, stanowisko z dnia 16 stycznia 2013 r); http://www.cire.pl/item,70776,2,0,0,0,0,0,ptpiree-o-inteligentnym-opomiarowaniu-warto-opierac-sie-na-faktach.html
4 Na taką potrzebę wskazuje dyrektywa 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r, zał. 1, pkt. 2 oraz wnioski z rozmowy http://energetyka.wnp.pl/j-tomczak-e-y-nie-wiadomo-czy-inteligentne-liczniki-sa-oplacalne,177848_1_0_0.html
5 Wskazuje na te braki i wynikające z nich słabości prof. W. Mielczarski w swoich zrozumiałych i przekonujących publikacjach w („Energy Newsletters” nr 3, 12.12.2012), http://www.inteligentne-sieci.cire.pl/st,44,327,item,69879,2,0,0,0,0,0,sieci-inteligentne-dluga-droga-przed-nami.html oraz http://www.odbiorcy-na-rynku-energii.cire.pl/st,10,55,item,69548,2,0,0,0,0,0,elektroniczne-mierniki-energii-dziekujemy-ale-nie.html
2
roztropnie, a nie tylko huraoptymistycznie – co w ostatnich latach cechuje sporo opracowań z
obszaru energetyki, ochrony środowiska i klimatu6.
Podkreślamy zarazem, że prezentowany artykuł omawia sposób wdrożenia projektu
pilotażowego, jego pewne aspekty techniczno-taryfowe oraz specyficzne uwarunkowania
(geografia, klimat, skala zużycia jednostkowego energii i mocy elektrycznej), które
zaplanowano i konsekwentnie implementowano w jednym z projektów wdrażanych w USA.
Tym niemniej wydaje się nam, że zaprezentowanie sposobu podejścia do tego ważnego
społecznie i gospodarczo zagadnienia na konkretnym przykładzie ma sporą wartość
edukacyjną i poznawczą, którą warto rozważyć przed podejmowaniem wiążących decyzji o
sposobie implementacji sieci inteligentnych w naszym kraju.
2 Sieci inteligentne – zagadnienia ogólne
2.1 Zarys modelu koncepcyjnego sieci
Pojęciu sieci inteligentnych (Smart Grid – SG) coraz częściej przypisuje się różne konteksty,
dlatego przed przystąpieniem do analizy zagadnień z tego obszaru (SG) podajemy definicję i
jego rozumienie zastosowane w artykule. Inteligentne Sieci Energetyczne to sieci mające
zapewnić sprawną komunikację między uczestnikami rynku energii, przy użyciu dostępnych
technologii informacyjno–komunikacyjnych (ICT), w celu bardziej efektywnego wykorzystania
dostępnych, w połączonym systemie, zasobów energetycznych7. W literaturze przedmiotu w
USA często przedstawiany jest model koncepcyjny SG, pierwotnie przedstawiony w raporcie
EPRI (Electric Power Research Institute) dla NIST (The National Institute of Standards and
Technology - USA) opracowanym w 2009 r. Strukturę ramową modelu prezentuje rys.1.
Rys.1. Struktura modelu koncepcyjnego sieci inteligentnych (źródło: EPRI Report to NIST, 2009)
6 Przykłady takiego działania na poziomie UE to m.in. zbyt wysoki cel 10% udziału biopaliw transportowych, z którego Komisja wycofuje się do wartości 5% udziału – zob. http://ec.europa.eu/energy/renewables/biofuels/land_use_change_en.htm ; inny to prawie klęska z implementacją dyrektywy CCS, której ‘okręt flagowy’ już prawie zatonął;
7 Podobną, choć bardziej rozbudowaną definicję SG podaje prof. Jacek Malko w artykule ‘Ocena efektywności Smart Grid Case Study: USA. Rynek Energii nr 3/2012.
3
Na rys. 1 zaznaczone są realizowane przepływy informacyjne za pomocą bezpiecznych ICT
oraz przepływy fizyczne mocy i energii elektrycznej pomiędzy podmiotami rynku energii: od
wytwórcy do końcowego odbiorcy.
W strukturze modelu wyróżniono kategorie uczestników (podmiotów/ aktorów SG), które
krótko opisano w tabl. 1 poniżej.
Tablica 1. Obszary i kategorie uczestników objęte systemem SG w USA (za EPRI)
Kategoria/ obszar systemu SG Uczestnicy (aktorzy/ podmioty)
A. Łańcuch przepływów informacji oraz mocy i energii elektrycznej
1) Klienci (Customer) Końcowi użytkownicy energii, którzy także mogą być
zaangażowani w produkcję. Na ogół rozpatruje się trzy
podgrupy: odbiorcy indywidualni, biznesowi (usługi)
oraz przemysłowi
2) Dystrybucja (Distribution) Podmioty odpowiedzialne za transport energii sieciami
lokalnymi – dystrybutorzy (OSD)
3) Przesył (Transmission) Podmioty odpowiedzialne za przesył energii na dalekie
odległości (OSP)
4) Producenci systemowi (Bulk
Generation)
Wielcy, systemowi producenci energii, w tym ze źródeł
OZE (przyłączonych do systemu)
B. Łańcuch przepływów informacji rynkowej, handlowej i zarządczej
a) Rynki (Markets) Platformy transakcji rynkowych – różne segmenty rynku
energii (i mocy)
b) Dostawcy usług (Service
Providers)
Podmioty dostarczające energię (firmy obrotu) oraz
świadczące usługi dla odbiorców końcowych, w tym
usługi typu ICT
c) Zarządzanie i monitoring SG Zarządzający przepływami informacji w systemie SG, w
tym popytem (typu DSM, DR itp.)
Dyrektywy liberalizacyjne rynku energii oraz zalecenia i wytyczne unijne stanowią w
Państwach UE siłę napędowa dla rozwoju idei Smart Grid (SG)8. Mowa tu przede wszystkim
o dyrektywach III Pakietu Liberalizacyjnego9 oraz Agendzie Cyfrowej UE10. W myśl tych
przepisów Państwa członkowskie zobowiązane są do wymiany 80% liczników na inteligentne
do 2020 roku. Większość państw Unii Europejskiej już rozpoczęła albo planuje rozpocząć ich
implementację. Idea Sieci Inteligentnych sprowadza się do efektywniejszego wykorzystania
istniejących źródeł wytwarzania, co opóźniłoby konieczność budowania nowych elektrowni,
wskutek wymuszenia zmiany zachowań odbiorców, dzięki zastosowaniu nowych, tzw.
dynamicznych taryf. W lawinowo narastającej liczbie publikacji wiele się pisze o
potencjalnych korzyściach, jakie mogą odnieść uczestnicy rynku energii. Operatorzy sieci
8http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2012:073:0009:0022:EN:PDF oraz http://ec.europa.eu/governance/impact/planned_ia/docs/56_ener_smartgrids_legal_proposal_en.pdf
9 http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0055:0093:EN:PDF
10 http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2010:0245:FIN:PL:PDF
4
(OSP i OSD) analizują i zastanawiają się ile wyniosą ich wydatki na budowę SG, zaś
odbiorcy końcowi – o ile dociera do nich ta lawina informacji – usiłują dociec czy i o ile
wzrośnie końcowy rachunek za energię? Znacznie trudniej ocenić odbiorcom potencjalne
zyski z wdrożenia SG, czego w jasny sposób prawie żadne publikacje nie podają. Odbiorcy
słysząc (czytając) o koniecznych nakładach rzędu miliardów złotych wiedzą, że wzrost
rachunku będzie (bo musi) wynikał ze wzrostu opłat dystrybucyjnych za inwestycje w SG.
Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych zwrot kosztów SG będą mogli uwzględnić w taryfie,
zapewne zgodnie z zasadami wyrażonymi w stanowisku prezesa URE11.
Polska obecnie znajduje się na etapie intensywnych prac badawczo-planistycznych
dotyczących uwarunkowań implementacji dyrektyw III Pakietu Liberalizacyjnego i ustalenia
czy całe przedsięwzięcie wdrożenia SG okaże się zyskowne. Są to bardzo ważne prace, ale
raczej zajmujące się zagadnieniami cząstkowymi, niezbędnymi z punktu widzenia
technologicznego, w tym bezpieczeństwa infrastruktury ICT. Nadal jednak brak całościowej
pracy oceniającej koszty i korzyści z wdrożenia SG w Polsce12. Wyraźnie na to wskazują
przywołane we wprowadzeniu konkluzje zawarte w artykułach prof. W. Mielczarskiego5.
Kierując się tymi wskazówkami autorzy postanowili poszukać i zaprezentować rzetelny
przegląd kosztów i efektów z już wdrożonych programów pilotażowych SG. Poszukiwanie
tego rodzaju informacji skierowaliśmy przede wszystkim na kraje UE oraz USA. Bowiem
dość często są one podawane w charakterze ‘dobrych praktyk’, gdyż w szeregu z nich
implementacja inteligentnych mierników rozpoczęła się już kilka lat temu. Państwem, które
już w 2009 roku uzyskało pełną 100% penetrację rynku jest Szwecja. Z dostępnych
materiałów wynika, że w Szwecji nie przygotowano jednak do tej pory pełnej,
zaprojektowanej infrastruktury SG, w tym uwzględniającej zastosowanie zmiennych taryf, co
łącznie powinno towarzyszyć instalacji liczników i kompleksowej ocenie kosztów i korzyści
dla odbiorców. Dość niemiłym zaskoczeniem dla autorów było to, że prawie żaden kraj UE
nie udostępnia szczegółowych danych z uzyskanych efektów wdrożenia projektów
pilotażowych. Nie zmieniły tej sytuacji także specjalnie skierowane prośby autorów do
urzędów regulacyjnych kilku krajów UE (Szwecja, Dania, Holandia, Włochy, UK).
Ponieważ w Polsce infrastrukturę SG trzeba zbudować od podstaw, oceniliśmy, że analiza i
ocena kosztów i korzyści (efektów) odnotowanych w innych krajach jest bardzo pożądana, a
nawet konieczna, gdyż może pozwolić uniknąć różnych błędów. Chcielibyśmy przy tym
podkreślić, że nawet dysponowanie wynikami wiarygodnego przeglądu kosztów i korzyści z
innych krajów nie może w żadnym przypadku zastąpić gruntownej analizy opłacalności
adekwatnej do warunków polskich – co wydaje się oczywiste.
Bowiem trzeba pamiętać, że idea korzyści wynikających z wdrożenia i eksploatacji SG
bazuje na antycypowanych oszczędnościach osiąganych dzięki bardziej efektywnemu
gospodarowaniu mocą i zużyciem energii. Tym niemniej tego rodzaju antycypowane efekty
muszą brać pod uwagę szereg specyfik danego kraju, w tym zarówno profile obciążenia
różnych grup odbiorców, jak też relacje cenowo-dochodowe, a ponadto stopień
energetycznego nasycenia odbiorców, tj. wielkości fizycznego zużycia energii przypadającej
na odbiorcę. To bardzo ważne aspekty wdrożenia SG w kraju, ale jakby w bardzo niewielkim
stopniu dostrzegane, a nawet doceniane przez wielu innych autorów, w tym niestety i
PTPiREE (zob. stanowisko z dnia 16 stycznia 2013r3).
11
http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/5075/Kolejne_Stanowisko_Prezesa_URE_w_sprawie_smart_grid.html 12
http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/5092/Prezes_URE_uczestnikiem_debaty_Mapa_drogowa_sieci_inteligentnej.html
5
2.2 Siły sprawcze (szanse i bariery) budowy sieci SG
Istnieje wiele czynników zachęcających do inwestycji w Inteligentne Sieci Energetyczne. Są
one także wyrazem oczekiwań wobec udanej implementacji SG. Najczęściej wymienianymi
siłami wspierającymi budowę SG są oczekiwane, pozytywne efekty:
Optymalizacji operacji (ruchu i eksploatacji) sieci, także wynikający z tego wzrost
bezpieczeństwa energetycznego oraz niezawodności pracy sieci;
Integracji źródeł rozproszonych (przy zachowanej wiarygodności sieci), racjonalne
zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii – zmniejszona emisja dwutlenku
węgla oraz innych gazów cieplarnianych;
Transformacji odbiorcy pasywnego w aktywnego (rozwój tzw. prosumentów13), a
także wynikająca z tego decentralizacja sektora energetycznego;
Poprawy pracy sektora dystrybucyjnego (monitorowanie awarii, ograniczenie
kradzieży prądu);
Skutecznego zarządzania popytem na energię (możliwość dwukierunkowej
komunikacji oraz odpowiedzi strony popytowej na podaż).
Wdrożenie SG spowoduje spore zmiany na rynku energii co zilustrowano na rys.2.
Rys.2. Transformacja tradycyjnego rynku energii elektrycznej w rynek energii zarządzany
z wykorzystaniem potencjału SG, (graf wykonany na podstawie opracowania14)
13
Konsumentów zaangażowanych także w produkcję energii 14
Nee Joo Teh, Guillaume Goujon, Gillez Bortuzo, Aidan Rhodes: „UK Smart Grid Capabilities Development”
6
Transformacja sieci elektroenergetycznej do SG stwarza miejsce dla nowych graczy w
tradycyjnym łańcuchu wytwarzania energii. Powstaną także zupełnie nowe podmioty jak np.
operator systemów pomiarowych (operator pomiarów).
Oczekiwania wobec wprowadzenia SG w Polsce są spore. Warto jednak przyjrzeć się także
możliwym barierom procesu ich implementacji na polskim rynku energii. Zaliczyć do nich
należy m.in. takie czynniki jak:
Stosunkowo tania energia elektryczna – szczególnie dla gospodarstw domowych,
Sztywne systemy taryfowania wymagające radykalnej zmiany na systemy zmienne w
czasie (tzw. taryfy dynamiczne ToU- time of use),
Niskie zużycie mocy i energii elektrycznej na mieszkańca, w porównaniu do państw
zachodnich,
Brak doświadczenia instytucjonalnego w działaniach dotyczących implementacji
wielkich projektów o skali ogólnokrajowej,
Duże ryzyko finansowe zwrotu nakładów, o ile nie zostaną jasno nakreślone zasady
zwrotu nakładów w taryfach dla różnych grup odbiorców, w tym odbiorców
wrażliwych,
Brak udowodnionych, wymiernych korzyści ekonomicznych dla grup beneficjentów
(np. odbiorców końcowych sektora handlu, usług czy gospodarstw domowych),
Duże trudności w alokacji kosztów wdrożenia SG pomiędzy beneficjentów,
Problem zachowania bezpieczeństwa cybernetycznego oraz ochrony danych
osobowych,
Nikła i mało wiarygodna wiedza na temat kosztów i korzyści z wdrożenia SG w innych
krajach, –
która stanowiła jedną z głównych inspiracji do przygotowania niniejszego artykułu.
2.3 Bezpieczeństwo cybernetyczne i ochrona danych osobowych
Dla osoby niezgłębiającej tematu może wydawać się, że problem bezpieczeństwa
cybernetycznego oraz ochrony danych osobowych jest jednym z najmniej istotnych przy
rozpatrywaniu implementacji SG. Okazuje się, że jest wręcz odwrotnie.
W przypadku Smart Grid, informacje dotyczące użytkowania energii płyną sieciami,
należącymi do różnych podmiotów. Niezwykle istotne jest żeby zapewnić dostęp do nich
tylko właściwym (zainteresowanym) beneficjentom, natomiast uniemożliwić jednostkom
niepowołanym. Nieodzownym czynnikiem rozwoju Sieci Inteligentnych jest równoległy rozwój
technologii ICT. Coraz większe uzależnienie od systemów ICT naraża sieć elektryczną na
tworzenie potencjalnych luk w systemach cybernetycznych ze względu m.in. na:
Zwiększoną liczbę punktów wejścia;
Szerszy dostęp do sieci;
Zwiększone strumienie przesyłanych danych, które mogą być wykorzystane w
niepożądany sposób.
Istotnym problemem jest także udostępniane danych o zużyciu energii podmiotom, które do
tej pory takiego dostępu nie miały. Śledzenie zużycia w czasie rzeczywistym daje możliwość
odnotowywania czynności odbiorcy w różnych okresach doby. Daje to nową, w stosunku do
dotychczasowych, możliwość zarejestrowania np. obecności w domu (w danej godzinie, a
nawet kwadransie). Z wypowiedzi - Generalnego Inspektora Ochrony Danych Osobowych
7
(GIODO)15 Wojciecha Wiewiórowskiego, dowiadujemy się, że na podstawie gromadzonych
przez inteligentne liczniki danych możliwe jest wręcz tworzenie profili osobowych ich
użytkowników.
Kraje, w których wcześniej rozpoczęła się implementacja Smart Grid zaczynają dopiero
zwracać uwagę na wspomniany problem. Niektóre stany USA wprowadziły tzw. zasadę
opt-out, dającą możliwość decydowania odbiorcy indywidualnemu o posiadaniu licznika,
komunikującego się z dostawcą energii. W pozostałych przypadkach mówi się o tym, że
implementacja inteligentnych liczników nie powinna naruszać zasady ochrony danych
osobowych, jednakże bez precyzowania, w jaki sposób można to osiągnąć. Takie podejście
tworzy nowe ogromne wyzwania w procesie implementacji SG.
W Unii Europejskiej natomiast obowiązują ogólne zasady wynikające z dyrektywy o ochronie
danych osobowych16. Przykładem na to jak brak odpowiednich legislacji może doprowadzić
do wstrzymania implementacji Inteligentnych liczników jest Holandia, gdzie pod wpływem
protestów przeciwko naruszaniu danych osobowych, rząd cofnął decyzję o ogólnonarodowej
implementacji SG17.
3 Analiza wdrożenia SG – projekt pilotażowy Oklahoma, USA
3.1 Wprowadzenie
Stan wdrożenia Smart Grid w Stanach Zjednoczonych jest silnie uwarunkowany przez
względną niezależność poszczególnych stanów. Różne obszary USA różnią się dostępnymi
zasobami energetycznymi, klimatem, warunkami ekonomicznymi i środowiskiem prawnym –
obok prawa federalnego, o ściśle ograniczonym obszarze normowania, niezależnie
funkcjonuje 50 systemów prawnych poszczególnych stanów. Dosyć szybki rozwój Smart
Grid w Stanach Zjednoczonych był możliwy dzięki inwestycjom wynikającym z postanowień
the American Recovery and Reinvestment Act (ARRA) of 2009. ARRA zapewnia
amerykańskiemu Departamentowi Energii18 4,5 miliarda USD na modernizację sieci
elektroenergetycznej. Z ramienia Departamentu Energii (DoE) powstał program mający na
celu przyspieszenie modernizacji sieci dystrybucyjnej i przesyłowej (SGIG, ang. Smart Grid
Investment Grant Program). Łącznie w ramach projektu zainstalowano 10,8 miliona
liczników, co stanowi 8 % wszystkich liczników zainstalowanych w USA19. Grant dysponuje
całkowitym budżetem w wysokości 8 mld dolarów, z czego środki federalne to 3,4 mld USD
(środki programu SGIG, zarządzane przez Departament Energii), pozostałe środki pochodzą
z funduszy prywatnych. Środki federalne zostały przyznane jednorazowo i nie przewiduje się
zwiększenia tej kwoty. Jedynie środki prywatne mogą, w razie potrzeby, zostać zwiększone.
Projekty realizowane w ramach programu były przyznane w kategoriach opisanych poniżej–
kwalifikowanych przez DoE, jako projekty zintegrowane albo przekrojowe.
15
Link do artykułu: http://www.google.pl/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0CDAQFjAA&url=http%3A%2F%2Fwww.giodo.gov.pl%2Fplik%2Fid_p%2F2672%2Fj%2Fpl%2F&ei=XIa0UOmhHcm3hQeX6IGoCw&usg=AFQjCNGAl7bujvChjF5VAdnRLSJitkPxsA&sig2=rqAm_OwBjkN-sow17uRxDw
16 Dyrektywa 95/46/WE.
17 Link do artykułu opisującego problem: http://www.google.pl/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0CDAQFjAA&url=http%3A%2F%2Fwww.giodo.gov.pl%2Fplik%2Fid_p%2F2672%2Fj%2Fpl%2F&ei=XIa0UOmhHcm3hQeX6IGoCw&usg=AFQjCNGAl7bujvChjF5VAdnRLSJitkPxsA&sig2=rqAm_OwBjkN-sow17uRxDw
18 Polskim odpowiednikiem jest Ministerstwo Gospodarki
19 Źródło: „Smart Grid Investment Grant Program, progres report 2012”
8
Jeżeli projekt dotyczył, co najmniej dwóch kategorii wyszczególnionych poniżej - wówczas
jest kwalifikowany, jako przekrojowy. Natomiast projekt dotyczący tylko jednej z
wymienionych poniżej kategorii jest kwalifikowany, jako projekt zintegrowany. DoE uruchomił
w ramach grantu SGIG następujące kategorie projektów wspierające rozwój i/lub budowę
SG:
Systemy klientów, umożliwiające funkcjonowanie infrastruktury SG od strony klienta.
Projekty zakwalifikowane do tej kategorii, muszą dodawać funkcje smart do urządzeń
domowych,
AMI (Zaawansowany system pomiarowy), zapewniający dwukierunkową komunikację
i zarządzanie danymi. Wymiana danych następuje między odbiorcami a operatorami
pomiarów oraz operatorami sieci,
Systemy przesyłowe; projekty z tej kategorii mają na celu dodanie inteligentnych
funkcji do systemów przesyłowych (mowa o regionach gdzie przesył następuję
pomiędzy różnymi stanami),
Systemy dystrybucyjne; projekty z tej kategorii muszą dodawać funkcję smart do
lokalnych sieci dystrybucyjnych,
Produkcja aparatury związanej z SG; projekty zakwalifikowane do tej kategorii
zakładają produkcję lub kupno urządzeń związanych z Inteligentnymi Systemami
Energetycznymi. Wymaganiem jest dodanie funkcji smart do istniejących systemów,
budynków, biur. Także sprzęty związane z generacją rozproszoną i
magazynowaniem energii kwalifikowane są do aparatury typu „smart”.
Poniżej pokrótce scharakteryzowano wybrane cechy (parametry) programu wsparcia rozwoju
SG w USA.
3.2 Nakłady inwestycyjne planowane oraz poniesione w ramach programu SGIG
Poniżej przedstawiono dotychczasowe nakłady finansowe, poniesione w ramach programu
SGIG20. Nakłady te zawierają środki federalne i prywatne (łącznie 8 mld dolarów). Recovery
Act został zatwierdzony w 2009 roku. Środki finansowe na zakwalifikowane programy zostały
przydzielone w 2010 roku, przy czym pierwsze inwestycje związane z inteligentnymi liczniki
zaczęły się w trzecim kwartale 2010 roku. Warto dodać, że projekty w ramach SGIG były
wybierane w ramach konkursu. Zakwalifikowane projekty zostały uprawnione do otrzymania
pomocy federalnej, nieprzekraczającej 50 % wszystkich kosztów. Niebieskie słupki wskazują
na środki wydane do tej pory, począwszy od czerwca 2010 roku (dane z 30 września 2012),
natomiast słupki zielone to kwoty planowane do wydatkowania w programie, które nie
powinny przekroczyć kwoty 8 mld dolarów. Dane te prezentuje rys. 3.
20
Źródło: Strona internetowa dotycząca programów Smart Grid organizowanych z ramienia Departamentu Energii: http://www.smartgrid.gov/recovery_act/deployment_status
9
Rys. 3. Nakłady inwestycyjne ogółem poniesione w programie SGIG (źródło: strona
programu http://www.smartgrid.gov/recovery_act/deployment_status)
Poniżej, w tabl. 2 przedstawiono bardziej szczegółowo składniki kosztów, kwalifikowanych do
poniesienia bądź częściowo już poniesionych w ramach programu SGIG.
Tablica 2. Szczegółowe składniki kosztów poniesionych w ramach programu SGIG
AMI i aktywa systemu klienta Dystrybucja Przesył
AMI Automatyczne przełączniki
Ograniczniki prądu
Systemy zarządzania
Systemy IT
Automatyczne kondensatory
Pozostałe koszty związane z dystrybucją
Koszty związane z rozproszoną generacją
Urządzenia PMU (Moduły Pomiaru Fazora)
Systemy IT
Sprzęty komputerowe
Pozostałe koszty związane z przesyłem.
Inteligentne liczniki
Sieci komunikacyjne oraz systemy operacyjne umożliwiające dwukierunkową komunikację
Sprzęty komputerowe oraz oplikacje umożliwiające funkcjonalność AMI
Pozostałe koszty związane z AMI
Aktywa systemu klienta
Wyświetlacze domowe (IHD)
Urządzenia bezpośrednio kontrolujące obciążęnie
Uniwersalne czujniki temperatury (PCT)
Inteligentne urządzenia
Sieci domowe (HAN)
10
Departament Energii stale monitoruje koszty oraz koszyści wynikające z projektów
organizowanych w ramach SGIG program, a następnie stara się wyciągnąc adekwatne
wnioski. Poniżej przedstawiono wyniki jednej z takiej analiz, dotyczącej projektu
przeprowadzonego w celu redukcji konsumpcji energii w godzinach szczytu energetycznego.
3.3 Cele i charakterystyka projektu pilotażowego Oklahoma21
Cele projektu:
Bezpośredni: Określenie wpływu zastosowania różnych zestawów technologicznych SG
oraz opcji dynamicznego ustalania cen energii na konsumpcję energii.
Cel strategiczny: Określenie, czy możliwe jest opóźnienie konieczności budowy nowych
mocy wytwórczych, dzięki redukcji zapotrzebowania na moce szczytowe.
Miejsce przeprowadzenia projektu: Stany Zjednoczone, Oklahoma, Norman. Teren, na
którym znajduje się stan Oklahoma należy do strefy podzwrotnikowej. Ma to znaczący wpływ
na warunki przeprowadzenia projektu pilotażowego Smart Grid, ze względu na
zapotrzebowanie energetyczne, znacznie większe latem niż zimą. Przyczyną tego są
klimatyzatory, używane w okresie letnim ze względu na temperatury sięgające 400C. W
okresie zimowym natomiast temperatury nie spadają na ogół poniżej 100C, w związku z
czym zapotrzebowanie na ciepło jest znacznie mniejsze, niż w strefie umiarkowanej.
Syntetyczną charakterystykę obciążenia mocą wydzielonej części systemu
elektroenergetycznego w szczytach letnich i zimowych prezentuje tabl. 3, zaś lokalizację
projektu pilotażowego zaznaczono na fragmencie mapy kilku stanów USA (rys.4).
Tablica 3. Charakterystyka obciążenia systemu na terenie stanu Oklahoma
Rok badania pilotażowego Szczyt letni Szczyt zimowy
2010 6, 171 MW
(4 sierpnia, godzina 17) 4,642 MW
( 8 stycznia godzina 8 rano)
2011 6, 509 MW
(3 Sierpnia godzina 16) 4,580 MW
(10 luty 8 rano)
Kategoria projektu: Projekt przekrojowy obejmujący wymienione poniżej kategorie
programu SGIG:
Systemy klientów;
AMI;
Systemy dystrybucyjne;
Budżet:
Całkowity budżet: 357,4 mln USD
Środki federalne: 130,0 mln USD22
21
Dane wykorzystane poniżej pochodzą z dwóch raportów: „OG&E SMART STUDY TOGETHER IMPACT RESULTS Interim Report – Summer 2010” oraz „OG&E SMART STUDY TOGETHER IMPACT RESULTS Final Report – Summer 2011” , wykonanych przez: Global Energy Partners Project Manager C Williamson
22Źródło danych: http://www.smartgrid.gov/project/oklahoma_gas_electric_positive_energy_smart_grid_integration_program
11
Rys. 4. Mapa lokalizacji projektu pilotażowego Oklahoma (www.energygov.com)
Czas trwania projektu: Projekt przeprowadzono w trakcie trwania dwóch sezonów letnich.
Rozpoczęto w czerwcu 2010, pierwsza faza trwała 120 dni. Następnie nie prowadzono
badań aż do czerwca 2011 roku, kiedy to nastąpiła druga faza, trwająca 122 dni. Celowo
wybrano czas przeprowadzania projektu jedynie w sezonie letnim, który charakteryzuje się
najwyższym (szczytowym) zużyciem energii w roku.
Liczba uczestników projektu: W roku 2010, w ramach I fazy projektu, zrekrutowano losowo
2816 klientów indywidualnych, oraz 465 klientów biznesowych tylko z miasta Norman,
liczącego 111 tys. mieszkańców. Ze względu na zbyt małą liczbę zrekrutowanych klientów
biznesowych, ich wyniki nie zostały uwzględnione w analizie z fazy I. W roku 2011 do
projektu zrekrutowano dodatkowo 2412 klientów indywidualnych oraz 712 małych klientów
biznesowych, tym razem z miast Norman i okolic (jest to tzw. faza II). Klienci zakwalifikowani
do udziału w projekcie w poprzednim sezonie, byli objęci jego kontynuacją w roku 2011.
Uczestnicy byli dobrowolnie rekrutowani do programu. Zróżnicowano ich pod względem
wiekowym oraz w zależności od dochodów.
Wśród uczestników wyróżniono także grupę kontrolną, która pozostała przy dotychczas
obowiązujących taryfach, jak też nie miała dostępu do nowych, inteligentnych technologii.
Rolą tej grupy było wyeliminowanie wpływu pogody, warunków ekonomicznych oraz innych,
niekontrolowanych zmiennych wpływających na rezultaty analizy projektu pilotażowego.
Podmiot odpowiedzialny za przeprowadzenie projektu: Spółka Oklahoma Gas & Electric
(OG&E), zaangażowana w generację, przesył oraz dystrybucję energii23.
Krótki opis uwarunkowań wdrażania projektu: OG&E losowo wybranym odbiorcom
końcowym zaproponowało udział w projekcie, w którym będą oni korzystać z taryf zmiennych
(zróżnicowanych dobowo), opartych na czasie użytkowania. Zaproponowano im przy tym
możliwość korzystania z kombinacji różnych nowatorskich technologii: domowe
wyświetlacze, programowalne termostaty oraz portale internetowe. Celem projektu było
ustalenie, które kombinacje technologiczne pozwolą na największą redukcję
zapotrzebowania na moc i energię w godzinach szczytowego obciążenia.
23
Spółka obsługuje ponad 750 000 klientów ze stanów Oklahoma i Arkansas. W swojej strukturze OG&E dzieli się na mniejsze firmy: OGE Energy Corporation, OG&E Electric Services oraz Enogex LLC. Łącznie OG&E posiada prawie 7 GW mocy wytwórczych.
12
3.4 Szczegółowe warunki przeprowadzenia projektu:
3.4.1 Technologie zastosowane w projekcie
OG&E przetestowało 4 opcje technologiczne wspierające klientów indywidualnych i
biznesowych w zarządzaniu zużyciem energii w funkcji dobowych zmian obciążenia. Były to:
1. Portale internetowe:
Strona internetowa zapewniająca informację o obciążeniu oraz cenie energii w
15 minutowych interwałach. Użytkownicy mieli dostęp do informacji o szacunkowym
rachunku miesięcznym na podstawie zużycia do tej pory, wpływie na środowisko, a
także rad jak zmniejszyć konsumpcję energii.
2. Wyświetlacze domowe (IHD):
Wyświetlacz podający informację o bieżącej cenie energii, rzeczywistym zużyciu,
oraz szacunkowym miesięcznym rachunku. IHD mają opcję ekranu,
wyświetlającego zużycie energii w przedziale 24 godzin oraz w ciągu miesiąca
(można zmieniać ustawienia, tego, co ma być w danej chwili wyświetlane na
ekranie)24.
3. Uniwersalne czujniki temperatury (PCT):
Termostaty, automatycznie reagujące na cenę energii i na jej podstawie ustalające
temperaturę. W omawianym projekcie działanie czujników dotyczyło sezonu
letniego, a więc działania klimatyzatorów. Termostaty działają w ten sposób, że
przed spodziewanym szczytem energetycznym (peak), zwiększają zużycie energii
(prowadzą do dodatkowego schłodzenia pomieszczenie), po to by zmniejszyć
zużycie w trakcie szczytu. Po zakończeniu szczytu, termostaty automatycznie
zwiększają chłodzenie klimatyzatorów.
4. Kombinacja trzech powyższych opcji:
W fazie I projektu planowano zainstalować klientom jedną z wymienionych wyżej
technologii bądź wszystkie trzy jednocześnie. W rzeczywistości uzyskano również
kombinację dwóch różnych technologii. Warunkiem zainstalowania PCT było
posiadanie centralnego systemu klimatyzacji. W przypadku jego braku, klientowi
instalowano jedynie wyświetlacz IHD oraz zapewniano dostęp do portalu
internetowego. Klienci niemający dostępu do Internetu, automatycznie byli
dyskwalifikowani z grupy posiadającej dostęp do portalu internetowego. Instalowano
im automatyczny termostat oraz wyświetlacz IHD. W fazie II projektu wszyscy
uczestnicy projektu otrzymali dostęp do portalu internetowego – klienci mający
dostęp do dwóch technologii jednocześnie byli kwalifikowani, jako IHD-Portal bądź
PCT-Portal. Kombinacje różnych technologii na ogół skutkowały większą redukcją
mocy szczytowej, niż użycie tylko jednej z opcji technologicznych.
W wyniku zastosowania poszczególnych opcji technologicznych SG osiągnięto dość
znacznie różniące się redukcje zapotrzebowania na moce szczytowe, co prezentuje tabl. 4.
24
Portale internetowe oraz wyświetlacze IHD, nie zakładają automatycznego reagowania sprzętu na obciążenie sieci. Klienci sami muszą, na podstawie dostarczonych informacji, odpowiednio zarządzać zużyciem energii. Zauważono efekt „nauki” jak reagować na obciążenie sieci u klientów fazy I (kontynuujących program w 2011 roku).
13
Tablica 4.Średnia redukcja mocy odb. Indywidualnych w godzinach szczytowych doby, w
dniach gdy cena osiągnęła wartość krytyczną - faza II projektu
Rodzaj zastosowanej technologii Osiągnięta redukcja [kW]
TOU-CP (taryfa z bardzo wysoką ceną w szczycie oraz w przypadku zdarzenia krytycznego w
dobie, niska cena pozaszczytowa)
Tylko portal 0,80
IHD, portal 1,02
PCT, portal 1,36
Wszystkie 3 (portal+IHD+PCT) 1,33
VPP-CP (taryfa z bardzo wysoką, zmienną ceną w szczycie oraz w przypadku zdarzenia
krytycznego w dobie, w pozostałych przypadkach niska cena)
Tylko portal 0,72
IHD, portal 0,85
PCT, portal 1,14
Wszystkie 3 (portal+IHD+PCT) 1,51
Z danych liczbowych w tabl. 4 wynika, że największe redukcje obciążenia szczytowego
uzyskano przy zastosowaniu opcji technologicznych z automatycznym reagowaniem na
zmianę parametrów sterujących profilem obciążenia. Tym niemniej już opcje najprostsze, a
zarazem najtańsze pozwoliły na uzyskanie znacznych redukcji mocy szczytowej. Niestety ze
względu na brak danych o kosztach zastosowania poszczególnych opcji technologicznych w
projekcie niemożliwa była ocena ich efektywności ekonomicznej. Kwestię tę jak też
omówienie cech charakterystycznych zastosowanych taryf dynamicznych (TOU i VPP)
scharakteryzowano w kolejnych punktach artykułu.
3.4.2 Taryfy zastosowane w grupach kontrolnych
Grupa kontrolna gospodarstw domowych uczestniczących w projekcie pozostała przy
dotychczas stosowanej taryfie. W tabl. 5 poniżej przedstawiono oferowane przez OG&E dla
klientów indywidualnych stanu Oklahoma stawki taryfy zmiennej (ToU) - dwustrefowej.
Widoczne jest, że już w obecnej taryfie występuje silne, bo ok. 5-krotne zróżnicowanie stawki
szczytowej (w godz. 14:00-19:00) do stawki pozaszczytowej, w pozostałych godzinach doby.
Tablica 5. Ceny w podstawowej taryfie ToU proponowanej obecnie przez OG&E25
Godziny szczytu (14:00-19:00) Godziny pozaszczytowe
14[¢/kWh] 2,7 [¢/kWh] Źródło: http://www.oge.com/business-customers/billing-and-payment/Pages/RateInfo.aspx.
3.4.3 Nowe systemy taryfowe zastosowane w projekcie
Gospodarstwa domowe uczestniczące w projekcie miały do wyboru dwa nowe warianty
taryfowania:
25
Odpowiednik polskiej taryfie G12, z dwoma stawkami strefowymi (dzienna/ nocna, przy czym w Polsce rozróżnia się godziny szczytu wieczornego oraz porannego)
14
a) TOU-CP: taryfę zmienną w czasie doby oraz zależną od obciążenia szczytowego - z
opcją tzw. ceny krytycznej (Time-of-Use rate with a Critical Price option)
oraz
b) VPP-CP: taryfę zmienną w czasie obciążenia szczytowego oraz dobowego, a także
zależną od zdarzenia krytycznego - w dowolnej porze doby – (Variable Peak Pricing
rate with a Critical Price option).
Przy wprowadzaniu nowych taryf, ustalono 3 rodzaje ceny: pozaszczytową, szczytową oraz
krytyczną. Cena krytyczna była wykorzystywana, gdy OG&E było zmuszone zmniejszyć
obciążenie systemu w dowolnej godzinie doby. OG&E mogło wtedy podnieść cenę do
krytycznej, po uprzednim zawiadomieniu klientów, co najmniej na dwie godziny przed
zmianą. Ceny zaproponowane w nowej taryfie, zmienne w funkcji obciążenia dobowego
ilustrują – dla fazy I projektu (badanie w roku 2010) dane w tabl. 6, zaś w fazie II (badanie w
roku 2011) – wartości w tabl. 7.
Tablica 6. Struktura nowej taryfy TOU-CP, obowiązującej w badaniu w 2010 r - odbiorcy
indywidualni (gospodarstwa domowe)26
Strefa cenowa Cena w taryfie TOU-CP
[¢/kWh]
Liczba dni z obciążeniem przy danej cenie – faza I
projektu
Cena pozaszczytowa 4,2 35
Cena szczytowa 23 85
Cena krytyczna 46 2
Z tabl. 7 wynika, że mali i średni przedsiębiorcy objęci badaniem projektu (Oklahoma)
musieliby płacić wyższe stawki taryfowe za energię, w porównaniu do stawek odbiorców
domowych, co bardzo przypomina politykę taryfową stosowaną przez regulatora w Polsce.
Tablica 7. Struktura nowej taryfy TOU-CP, obowiązującej w badaniu w 2011 r. - odbiorcy
indywidualni (domowi)
Strefa cenowa Cena w taryfie TOU-CP dla gospodarstw domowych
[¢/kWh]
Liczba dni z obciążeniem przy danej cenie –
faza II projektu
Cena pozaszczytowa 4,2 36
Cena szczytowa 23 86
Cena krytyczna 46 7
Z kolei stawki taryfowe zastosowane w projekcie w bardziej rozbudowanym wariancie
taryfowania VPP-CP (różna cena w szczycie obciążenia z opcją ceny krytycznej w dowolnej
godzinie doby) zestawiono w tabl. 8 i 9. W tym wariancie zaproponowano więcej pasm różnej
ceny taryfowej (5 poziomów) w dobie. Cena krytyczna, podobnie jak w przypadku taryfy
26
Podane wartości taryfy to ostateczny koszt dostawy energii, jedynie bez kosztu stałego typu opłata abonamentowa w wysokości 13 USD/miesiąc; ponieważ opłata ta obowiązuje wszystkie taryfy, także w grupie kontrolnej, nie powoduje ona zmiany w różnicy rachunków grup kontrolnej i badanej, co usprawiedliwia jej pominięcie w obliczeniach
15
TOU-CP, była wykorzystywana, gdy OG&E było zmuszone zmniejszyć obciążenie systemu.
OG&E mogło wtedy podnieść cenę do krytycznej, uprzedzając klienta na dwie godziny przez
jej wprowadzeniem.
Tablica 8. Szczegóły taryfy VPP-CP obowiązujące w 2010 roku (I faza projektu).
Strefa cenowa Cena w taryfie VPP-CP
[¢/kWh]
Liczba dni z obciążeniem przy danej cenie – faza I
projektu
Cena niska – pozaszczytowa 4,5 50
Cena standardowa 11,3 37
Cena średnia 23 23
Cena wysoka 46 10
Cena krytyczna27 46 2
Tablica 9. Szczegóły taryfy VPP-CP obowiązujące w 2011 roku (II faza projektu).
Strefa cenowa Cena w taryfie VPP-CP dla klientów indywidualnych
Liczba dni z obciążeniem przy danej cenie –
faza II projektu
Cena niska – pozaszczytowa 4,5 63
Cena standardowa 11,3 25
Cena wysoka 23 28
Cena krytyczna 46 6
Cena krytycznych zdarzeń28 46 7
Wartości nowych stawek taryfowych zastosowane do grup odbiorców objętych badaniem
pilotażowym wyraźnie wskazują na ich silnie motywacyjny charakter zachęcający do
wypłaszczenia krzywej obciążenia dobowego odbiorców. Równocześnie dostawca energii –
spółka OG&E chce zabezpieczyć się przed nadmiernym ryzykiem braku mocy, w tym
konieczności interwencyjnego zakupu mocy po znacznie wyższych stawkach w szczycie, ale
także w pozostałych godzinach doby - w sytuacji wystąpienia zdarzeń krytycznych,
stanowiących potencjalne zagrożenie dla działalności biznesowej tej spółki.
27
Cena krytyczna jest taka sama jak cena wysoka, różnica polega na tym, że może ona zostać wprowadzona o każdej porze doby.
28 Cena zdarzeń krytycznych jest w tym przypadku odpowiednikiem ceny krytycznej w taryfie VPP-CP z roku 2010 (może wystąpić o każdej porze doby), cena krytyczna natomiast tym razem odnosi się jedynie do, z góry przewidzianego, okresu zapotrzebowania szczytowego.
16
3.5 Wstępne wnioski z projektu Oklahoma
3.5.1 Uwagi generalne
Spółka OG&E po przeanalizowaniu danych z dwóch sezonów letnich (lata 2010 i 2011)
stwierdziła istotną redukcję mocy szczytowej, a w ślad za tym również zmniejszenie zużycia
energii szczytowej przez odbiorców objętych programem - niezależnie od zastosowanego
wariantu taryfowania (tzw. taryfy dynamiczne TOU-CP lub VPP-CP). Wybrane rezultaty
liczbowe eksperymentu wdrożenia systemu SG u odbiorców indywidualnych (domowych)
były następujące:
Osiągnięto redukcję mocy szczytowej średnio o ok. 1,3 kW (u pojedynczych
klientów), przy czym u klientów z programowalnymi termostatami (PCT) wyniosła ona
nawet 1,8 kW. Wartości redukcji mocy podane zostały w raportach spółki OG&E21.
Uzyskano je na podstawie uśrednienia redukcji u wszystkich uczestników objętych
projektem (w czasie 5 godzin obciążenia szczytowego w dobie), a następnie
odniesieniu tej redukcji do jednego uczestnika w badanej grupie projektu. W kolejnym
kroku policzono średnią redukcję mocy w każdej godzinie szczytowej.
Wyniki projektu, potwierdziły hipotezę, że dostęp odbiorców do technologii SG z
równoległym zastosowaniem zmiennych taryf, pozwolił istotnie zredukować
obciążenie sieci. Musimy jednakże podkreślić, że efekt taki będzie możliwy jedynie
przy świadomym korzystaniu z dynamicznych taryf, w których stawki cen energii są
silnie zróżnicowane.
Źle zaprojektowany mechanizm taryfowy albo nieodpowiednio dobrana technologia
SG zaimplementowana u odbiorcy może w pewnych warunkach doprowadzić do
wzrostu płaconych rachunków za energię, bez osiągnięcia spodziewanych efektów
redukcji mocy i zużycia energii szczytowej. Efektem takiej sytuacji będzie wzrost
negatywnego nastawienia odbiorców do implementacji SG, co może utrudnić jego
praktyczne wdrożenie.
Kwestia oceny opłacalności implementacji SG w przypadku zastosowania bardziej
rozbudowanych systemów taryfowania, tj. stawek zróżnicowanych w zależności od grup
odbiorców, czy też większej liczby pasm obciążenia szczytowego dość znacznie się
komplikuje. Z tego względu w artykule jedynie zasygnalizowano to zagadnienie omawiając
zastosowane mechanizmy taryfowania w projekcie Oklahoma. Analiza skutków biznesowo-
ekonomicznych tych złożonych systemów taryfowych - w ocenie autorów nadmiernie
skomplikowałaby wyjaśnienie podstawowego celu i sensu implementacji projektu, tj.
klarownego wykazania przewagi korzyści nad kosztami z wdrożenia SG. Dlatego w dalszej
części artykułu prezentowane są wyniki redukcji zapotrzebowania szczytowego dla grupy
odbiorców indywidualnych (gospodarstw domowych), które są wiarygodnie udokumentowane
w opublikowanych wynikach projektu Oklahoma – dla lat 2010 i 2011.
3.5.2 Zmiana zapotrzebowania na moc i energię szczytową
W tabl. 10-11 poniżej przedstawione zostało średnie zużycie energii uczestników grupy
kontrolnej (w kWh/dobę) odpowiednio w godzinach szczytowych oraz pozaszczytowych –
odrębnie w dni robocze oraz weekendy (brak występowania obciążenia szczytowego). Do
tego odpowiednio została podana redukcja zużycia uczestników programu w odniesieniu do
odpowiadającej grupy kontrolnej (w godzinach szczytowych oraz pozaszczytowych). W
17
raportach OG&E podano, że godziny szczytowe trwały 5 godzin na dobę (14:00 – 19:00),
natomiast pozaszczytowe 19 pozostałych godzin doby – co zilustrowano na rys. 5.
Wartości w tabl. 10 wskazują, że w dniach roboczych odnotowano dość duże redukcje
zużycia w szczycie obciążenia, które w przypadku regulacji automatycznej zużycia (PCT)
spadło o ponad 25%, w przeciwieństwie do środków typowo informacyjnych (Portal oraz
IHD). Podobne tendencje redukcji zapotrzebowania, chociaż istotnie niższe (ok. 2-3-krotnie)
odnotowano w godzinach pozaszczytowych.
Tablica 10. Zmiana zapotrzebowania na energię w dniach roboczych (faza II - 2011)
Godziny szczytowe Godziny pozaszczytowe
Rodzaj zastosowanej
technologii
Podstawowe zużycie (w grupie kontrolnej)
[kWh]
Redukcja zużycia grupy badanej
[kWh]/(procentowo)
Podstawowe zużycie (w grupie kontrolnej)
[kWh]
Redukcja zużycia grupy badanej
[kWh](procentowo)
Portal 15,63 -1,41/ (-9,0%) 38,04 -1,93/ (-5,1%)
IHD, portal 15,62 -1,09/ (-7,0%) 38,74 -1,39/ (-3,6%)
PCT, portal 16,25 -4,18/ (-25,7%) 39,36 -3,29/ (-8,4%)
Kombinacja technologii
16,43 -3,54/ (-21,5%) 40,93 -2,75/ (-6,7%)
Takie zachowania redukcyjne wskazują bez wątpienia na znaczny efekt edukacyjny
wdrożonych taryf dynamicznych (TOU-CP), w których występuje znaczące zróżnicowanie
stawek w cyklu dobowym.
W przypadku zapotrzebowania weekendowego (tabl. 11), w którym z definicji nie występuje
obciążenie szczytowe, a zatem obowiązują niskie stawki taryfowe (pozaszczytowe) – można
odnotować wzrost zużycia ogółem w grupie kontrolnej (w stosunku do sumy zużycia
szczytowego i pozaszczytowego w dniu roboczym), ale mimo to widoczne jest ‘echo’ redukcji
zużycia – wskutek zainicjowania procesu edukacyjnego zachęcającego do bardziej
racjonalnego sterowania zużyciem energii i dzięki temu obniżaniu rachunku za energię.
Tablica 11. Zmiana zapotrzebowania na energię w czasie weekendu (faza II - 2011)
Rodzaj zastosowanej technologii
Podstawowe zużycie (na podstawie grupy kontrolnej)
[kWh]
Redukcja zapotrzebowania
[kWh]
Portal 58,53 -2,50
IHD, portal 57,98 -1,07
PCT, portal 59,57 -1,19
Kombinacja technologii 61,68 -1,40
Na rys. 5 zilustrowano przebieg krzywej obciążenia dobowego w dniu roboczym, w
poszczególnych, godzinowych pasmach obciążenia. Widoczne są przebiegi krzywej dla grup
kontrolnych (linie przerywane) oraz grup badanych. Musimy podkreślić, że w przypadku obu
18
grup, tj. kontrolnej i badanej każda z nich została wyposażona w odpowiednie urządzenia
SG, przy czym grupa kontrolna nie była poddana bodźcom taryfy dynamicznej TOU-CP.
Rys. 5. Krzywa zapotrzebowania dobowego na moc uczestników projektu oraz grupy
kontrolnej w dniu roboczym (rok 2011, faza II) (Źródło: OG&E report)29
Z rys. 5 wynika wyraźnie, że dopiero zintegrowanie kilku instrumentów w jeden mechanizm
zachęcający odbiorców do redukcji zapotrzebowania na moc i energię w szczycie może
przynieść oczekiwane efekty. W innych przypadkach efekty te będą o wiele mniejsze lub
wręcz znikome.
3.6 Główne spostrzeżenia wynikające z implementacji projektu w obu fazach
Motywacja klientów indywidualnych
Przeanalizowanie wyników redukcji zużycia mocy i energii w szczycie obciążenia pozwala
ocenić, że:
Najbardziej efektywne okazało się użycie technologii automatycznie reagującej na
zmianę ceny - technologia uniwersalnych czujników temperatury (PCT). Urządzenia
mniej zaawansowane (portale informacyjne, wyświetlacze) przyniosły znacznie niższe
efekty redukcyjne – chociaż ich efektywność ekonomiczna może okazać się równie
atrakcyjna. Brak odpowiednich danych o kosztach zakupu i instalacji tych urządzeń u
odbiorców nie pozwala na taką ocenę
Spółka OG&E w swoich raportach podała, że odnotowano istnienie dodatniej korelacji
pomiędzy przychodami użytkowników i ich średnim zużyciem energii oraz
odpowiednio wyższą średnią redukcją zużycia mocy i energii w szczycie
29
OG&E: Smart Study Together Impact Results – Final Report Summer 2011
19
Czynniki decydujące o szansie na sukces projektu Oklahoma:
Zapewnione dotacje ze środków federalnego programu SGIG20 – z których było
możliwe pokrycie kosztów zakupu urządzeń SG dla dużej większości
niezdecydowanych odbiorców – uczestników projektu. W takiej sytuacji spółka OG&E
chcąc ratować projekt przed wcześniejszą porażką (rezygnacje uczestników)
zdecydowała o darmowym przekazaniu urządzeń SG uczestnikom
Lokalizacja geograficzna implementacji projektu – stan Oklahoma miasto Norman
charakteryzuje się bardzo dużym zużyciem energii przez klimatyzatory, co powoduje
że szczyt letni jest znacznie wyższy od zimowego, co od razu dobrze definiowało
potencjalne źródła oszczędności oraz zbiór działań (odpowiednio oprogramowanych)
mogących przynieść zasadnicze oszczędności
Przygotowanie i przeprowadzenie projektu odbyło się bardzo profesjonalnie, w
okresie dwu kolejnych sezonów letnich, przy znacznej liczbie uczestników w grupach
badanych i kontrolnych (6000 osób w fazie II projektu, w roku 2011). Wyniki projektu
dzięki temu są bardziej wiarygodne
Projekt Oklahoma posiadał w prosty i jasny sposób zdefiniowany cel, z którego
wynikała prosta i zrozumiała alternatywa decyzyjna: budowa nowego bloku
gazowego do pokrycia szczytu obciążenia, albo zespół działań po stronie popytowej
(typu DR – demand response). Podstawy do wyboru decyzji omawiamy w kolejnym
rozdziale artykułu
Zdefiniowanie i implementacja projektu była możliwa z uwagi na dobre zrozumienie
interesu publiczno-prywatnego partnerów zainteresowanych osiągnięciem sukcesu.
Takie partnerstwo stanowiło warunek wstępny, a nawet fundament powodzenia
implementacji.
Planowana kontynuacja projektu:
W ramach dalszych prac projektu planuje się do 2014 roku zaangażowanie kolejnych
150 000 odbiorców (klientów spółki OG&E) w to przedsięwzięcie. Jeśli zdoła się to osiągnąć,
oceniono, że istnieją szanse na odroczenie budowy około 200 MW mocy wytwórczych w
szczycie. Na etapie projektu wg stanu z września 2012 roku realizatorzy projektu nie mogli
zdecydować o odroczeniu budowy mocy wytwórczych, ponieważ w projekcie wzięła udział
niewystarczająca liczba osób, bo tylko ok. 600030.
Można natomiast pokusić się o wstępne oszacowanie potencjalnych oszczędności
uczestników projektu i średniej redukcji mocy 1,33 kW/uczestnika może oznaczać ok. 8 MW
redukcji mocy szczytowej (por. dane w tabl. 4).
W naszej ocenie uznanie budzi sposób podejścia do procesu przygotowującego podjęcie
wrażliwej społecznie decyzji o wyborze bardziej efektywnego ekonomicznie i społecznie
sposobu zaopatrzenia w szczycie obciążenia w moc i energię elektryczną odbiorców
indywidualnych stanu Oklahoma. Sposób ten potwierdza pragmatykę i racjonalizm decyzyjny
w USA, szczególnie ważny w przypadku decyzji o wielkich i wieloletnich skutkach
gospodarczych i społecznych. Niestety takie racjonalne podejście wciąż trudno spotkać w
30
Dla porównania podajemy, że w jednym ze sztandarowych projektów pilotowych sieci inteligentnych w Polsce, któremu patronowała spółka RWE d. STOEN udział wzięło 600 osób, zaś wyniki wskazały potencjalną redukcję zapotrzebowania na moc szczytową zaledwie ok. 2% (w godz. 19-21); http://www.rwe.pl/web/cms/pl/1777110/start/dla-mediow/aktualnosci/inteligentna-energia-nie-tylko-w-rwe/
20
Polsce (vide polityka OZE, pakiet klimatyczno-energetyczny, wsparcie dla kogeneracji oraz
wsparcie dla efektywności energetycznej).
4 Oszacowanie opłacalności wdrożenia SG u odbiorców domowych
Analizie poddano wpływ ceny podstawowej taryfy time-of-use (TOU) proponowanej przez
OG&E oraz nowej taryfy TOU-CP, mającej motywować do redukcji zużycia szczytowego.
Pominięty zostanie element ceny krytycznej. W tabl. 12 pokazano stawki za kWh dla
uczestników programu, korzystających z taryfy TOU-CP oraz dla mieszkańców stanu
Oklahoma korzystających z obecnej taryfy TOU.
Tablica 12. Porównanie taryf: standardowej TOU oraz TOU-CP, zaczerpniętych z tabl. 5 i 7
Standardowa taryfa TOU-
CP [¢/kWh]
Taryfa TOU
[¢/kWh]
Cena pozaszczytowa 4,2 2,7
Cena szczytowa 23 14
Stosunek ceny szczytowej do ceny pozaszczytowej (tabl. 12) jest wyższy w przypadku nowej
taryfy TOU-CP, aniżeli w taryfie standardowej i wynosi:
– taryfa ‘nowa’ TOU-CP
– taryfa ‘stara’ TOU ,
co wskazuje na tendencję do zwiększenia motywacji odbiorców do redukcji mocy szczytowej.
W tabl. 13 poniżej przedstawione zostały różnice w zużyciu pomiędzy uczestnikami projektu
a grupą kontrolną. Następnie została policzona różnica w rachunku, zakładając, że grupa
kontrolna pozostała przy standardowej taryfie TOU. W obliczeniach wzięto pod uwagę
jedynie użytkowników, którzy zostali wyposażeni w automatyczne termostaty PCT, oraz
stosowali taryfę TOU-CP, tj. najbardziej korzystny przypadek do oceny efektywności - z
punktu widzenia uzyskanej redukcji zużycia.
Tablica 13. Podsumowanie wyników dla urządzeń PCT w roku 2011, faza II projektu
(dane z tabl. 10 i 11)
Godziny szczytowe Godziny pozaszczytowe
Podstawowe zużycie (grupa kontrolna)
kWh
Redukcja zapotrzebowania
kWh
Podstawowe zużycie (grupa kontrolna)
kWh
Redukcja zapotrzebowania
kWh
Weekend faza II
59,57 -1,19
Dzień roboczy faza II
16,25 -4,18 39,36 -3,29
Poniżej przedstawiono obliczenia średnich kosztów energii u jednego uczestnika projektu
pilotażowego Oklahoma, odnotowane w całym okresie trwania projektu (122 dni: 36 dni
weekendowych oraz 86 dni roboczych). Koszty zostały odpowiednio pogrupowane dla dni
weekendowych oraz dni roboczych.
21
Koszty weekendowe (rachunek jednego uczestnika):
o Uczestnicy programu
[( )
]
o Grupa kontrolna
(
)
Koszty w dniu roboczym (rachunek jednego uczestnika):
o Uczestnicy programu
[( )
( )
]
o Grupa kontrolna
[
]
Na podstawie powyżej obliczonych rachunków – dla uśrednionego odbiorcy domowego
autorzy podjęli próbę wykonania obliczeń opłacalności ekonomicznej (od strony
oszczędności kosztów odbiorcy, inaczej koszty uniknięte = zyski zatrzymane przez odbiorcę)
opcji alternatywnych:
(a) inwestycja w nowy blok szczytowy (turbina gazowa)
(b) inwestycja w rozwój infrastruktury SG u odbiorców oraz – zakładamy, iż u OSD.
W tabl. 14 zestawiono sumę opłat jakie w sezonie letnim 2011 przeciętnie poniósł uczestnik
projektu Oklahoma oraz uczestnik grupy kontrolnej, w całym okresie 122 dni badania.
Tablica 14. Suma opłat (rachunek) uczestnika projektu Oklahoma oraz z grupy kontrolnej
TOU-CP (uczestnik projektu)
TOU (uczestnik grupy kontrolnej)
Weekend 88,27 USD 57,90 USD
Weekday 369,03 USD 265,76 USD
Suma 457,30 USD 323,66 USD
Z danych w tabl. 14 możliwe jest wyznaczenie różnicy w sumarycznym rachunku płaconym
przez odbiorcę: (nowy rachunek wg TOU-CP minus stary rachunek TOU):
; tj. wzrost rachunku odbiorcy o 41%
22
Oszacowany wzrost rachunku płaconego przez średniego odbiorcę – uczestnika projektu
Oklahoma jest szokująco wysoki. Zaznaczyć trzeba zatem, że wzrost ten odpowiada tylko
okresowi badania tj. 122 dniom w sezonie letnim (por. dane w tabl. 7), tj. jednej trzeciej roku.
W pozostałych 243 dniach roku założyliśmy, że różnice w rachunkach płaconych przez
indywidualnych uczestników programu nie zmienią się istotnie – co jest założeniem bardzo
korzystnym dla wspierania SG (wniosek ten jest oczywisty jeśli porównać dane o stawce
taryfowej pozaszczytowej (zob. tabl. 12) taryfy TOU-CP oraz dotychczas stosowanej TOU.
Po prostu stawka ta jest o 55% wyższa od poprzedniej, zaś redukcja w przedziale 5-8%
zużycia dotychczasowego.
Realizatorzy projektu OG&E planują do 2014 zaangażować w projekt kolejne 150 000 osób.
Zakładając w uproszczeniu, że wzrost kosztów każdego z nowych uczestników projektu
będzie wynosił również ok. 133,6 USD, potencjalny łączny wzrost kosztów SG dla 150 000
odbiorców – planowanych uczestników projektu wyniesie ok. 20 mln USD – co prezentuje
tabl. 15.
Tablica 15. Wzrost kosztów uczestnika (-ów) projektu Oklahoma
Wzrost kosztów
Dla indywidulanego klienta PO zaangażowaniu 150 000 klientów
133,64 USD 20 046 000 USD
Projekt był przeprowadzany w miesiącach letnich, gdy szczyt zużycia w stanie Oklahoma jest
największy w roku. Przyjęliśmy, że w kolejnych dwóch latach również będzie prowadzony w
sezonie letnim, co oznacza, że roczny przyrost rachunku za moc i energię wyniesie
ok. 20 mln USD/a (por. dane w tabl. 15).
W rozdz. 3.3 wskazaliśmy, że strategicznym celem implementacji technologii SG w projekcie
Oklahoma jest opóźnienie lub zaniechanie budowy nowego bloku szczytowego.
Poniżej przedstawiamy uproszczoną analizę i kalkulację kosztów związanych z tą inwestycją,
która stanowić może konkretną alternatywę decyzyjną dla zaplanowanych inwestycji w SG.
Podstawowe założenia do kalkulacji alternatyw decyzyjnych: czy budowa i eksploatacja
bloku gazowego, czy też przedsięwzięcia typu SG u odbiorców indywidualnych zestawiono w
tabl. 16. Po stronie budowy turbiny gazowej uwzględniono także uniknięty koszt z tytułu
barku konieczności eksploatacji turbiny gazowej, a tym samym oszczędności paliwa
gazowego (nie występuje zużycie jeśli lepszą okaże się alternatywa przedsięwzięć SG.
23
Tablica 16. Szczegółowe dane, niezbędne do policzenia strumienia kosztów rocznych
eksploatacji turbiny gazowej
Turbina gazowa sprawność ~32%
Kategoria danych (zmienna/ parametr) Wartość Jednostka
Wartość opałowa gazu ziemnego 34,43 MJ/m3
Zużycie paliwa (jednostkowe) 11,20 GJ/MWh
Czas pracy szczytowej (5hx86 dni trakcie trwania programu)
430 h
Redukcja zapotrzebowania w godzinach szczytowych na odbiorcę
1,33 kW
Redukcja zapotrzebowania łącznie po objęciu projektem 150 000 odbiorców indywidualnych
195 000 kW
Moc bloku szczytowego 200 MW
Koszt inwestycji turbozespołu szczytowego (USA) 600 USD/kW
NI (nakłady na budowę turbozespołu) 120 mln USD
Okres eksploatacji turbiny N 20 Lat
Stopa dyskonta R 10 %
Zużycie paliwa w roku 27276,21 tys. m3/rok
Cena paliwa 120 USD/tys.m3
Koszty paliwowe (zużyty gaz ziemny w roku) 3273145,50 USD/rok
Zatem blok gazowy uwzględnia pełne, uniknięte koszty stałe i zmienne, głównie koszty
kapitałowe i koszty paliwa gazowego. Uzyskane przy tych założeniach wyniki prezentuje
tabl. 17.
Tabela 17. Suma kosztów rocznych zakupu i eksploatacji szczytowej turbiny gazowej
Stopa
dyskonta - p Rata reprodukcji
rozszerzonej – r(N) Okres eksploatacji
turbiny N
Złożone wartości parametrów
10% 0,1175 20
Wynik obliczeń
Koszt kapitałowy roczny (= r(N)*NI) 13 742 776,1
[USD/rok]
81,0%
Koszty zużytego paliwa gazowego 3 273 145,5 19,0%
Razem koszty (łącznie z kosztami paliwa) 17 015 921,6 100,0%
W tabl. 17 z pozoru struktura kosztów rocznych turbiny gazowej może wydawać się
nietypowa, gdyż koszt gazu stanowi tylko 19% całości. Wynika to z bardzo krótkiego czasu
eksploatacji turbiny, równego tylko 430 h/rok, co wynika z okresu szczytowego w sezonie
letnim.
Porównanie rocznych kosztów eksploatacji gazowej elektrowni szczytowej z kosztami SG
obliczonymi z różnicy rachunków za energię – wg stawek płaconych przed i po zastosowaniu
24
przedsięwzięć SG, tj. starej (TOU) i nowej taryfy dynamicznej (TOU-CP) zestawiono w
tabl. 18.
Podkreślamy, że przyjęliśmy iż stawki w nowej taryfie (TOU-CP) jako skalkulowane przez
spółkę OG&E – powinny (z założenia) wystarczyć na pokrycie zaplanowanych kosztów
instalacji SG u odbiorców oraz w sieci dystrybucyjnej. Jest to założenie w ocenie autorów
jako uprawnione i mające swoje logiczne uzasadnienie. Tym niemniej może ono budzić
różnego rodzaju wątpliwości, których w obecnym etapie analizy nie jesteśmy w stanie
wyjaśnić. Jednym z nich jest np. sposób uwzględnienia w stawkach nowej taryfy kwot
dofinansowania ze środków publicznych (programu federalnego). Inne to jaka część
koniecznych przychodów została skalkulowana w nowej taryfie (TOU-CP) dla odbiorców
domowych (indywidualnych), a jaka ma obciążyć pozostałe grupy odbiorców – głównie
handel i usługi oraz odbiorców przemysłowych, którzy w pewnej części także zwiększają
popyt na moc szczytową. Są to kwestie, których wyjaśnienie obecnie okazało się niemożliwe.
Biorąc to pod uwagę oszacowanie porównujące koszty przedsięwzięć SG z ich potencjalną
alternatywą decyzyjną (tabl. 18) – budową bloku gazowego należy traktować z pewną
ostrożnością.
Tablica 18. Porównanie kosztów eksploatacji turbiny gazowej z inwestycja w infrastrukturę
Smart Grid
SG (nakłady na przedsięwzięcia u odbiorców indywidualnych objęte projektem Oklahoma)
20046000 USD/rok
BG - blok gazowy (wg założeń autorów) 17015922 USD/rok
Stosunek kosztów [SG/BG] 1,18 -/-
Wynik porównania relacji rocznych kosztów projektu Oklahoma, powstałych na zaplanowane
przedsięwzięcia typu SG, do przedsięwzięcia budowy i eksploatacji turbozespołu gazowego
wskazuje, że koszty SG mogą być wyższe do ok. 18% od wydatków na budowę i
eksploatację szczytowego turbozespołu gazowego. Tym niemniej autorzy uważają, że
relacja ta jest obarczona znaczną niepewnością, a zatem i możliwymi błędami, których skalę
szacujemy na ok. 10-20%. W istocie oznacza to, że porównanie wyników nie pozwala na
jednoznaczne rekomendowanie wyboru lepszej ekonomicznie alternatywy do decyzji.
5 Podsumowanie i wnioski oraz sugestie działań w kraju
W artykule przedstawiliśmy pokrótce główną ideę, sens i rozumienie kategorii pojęciowych
dotyczących przedsięwzięć określanych w literaturze przedmiotu terminem sieci
inteligentnych. Opisaliśmy pokrótce model koncepcyjny i podstawowe cechy sieci
inteligentnych, jak też zmiany na rynku energii, które mogą się pojawić po ich wdrożeniu.
Będą to zmiany istotne, gdyż wymuszą zmiany zachowań drobniejszych odbiorców
końcowych, jak też OSD. Zasygnalizowaliśmy niebłahy i nadal nierozwiązany problem
bezpieczeństwa cybernetycznego i ochrony danych osobowych. Następnie na przykładzie
projektu pilotażowego w stanie Oklahoma (USA) przeprowadziliśmy dość dokładną analizę i
ocenę jakościową i liczbową opłacalności wdrożenia SG vs. budowa i eksploatacja nowego
turbozespołu gazowego do pracy szczytowej (430 h/rok). W wyniku analizy kosztów i
efektów odnotowanych na próbie 6000 odbiorców indywidualnych (domowych)
sformułowaliśmy w artykule szereg spostrzeżeń szczegółowych, adresowanych do polskich
25
animatorów i/lub inicjatorów pilnego wdrożenia SG, gdyż one muszą się opłacać.
Zauważyliśmy, że w Polsce, odmiennie niż w USA bardzo łatwo podejmowane są decyzje o
wydatkowaniu olbrzymich środków na przedsięwzięcia SG, a tymczasem brak jest choćby
jednego wiarygodnego projektu pilotażowego, z którego wynikałby sens ekonomiczny tego
działania. To pierwszy wniosek z naszej analizy, który niestety w swej wymowie jest dość
przygnębiający, gdyż niepotrzebnie naraża na wielkie ryzyko nieefektywności
przedsięwzięcie - decyzję o sposobie i tempie wdrożenia SG w Polsce.
Wyniki analizy i oceny porównawczej kosztów i korzyści z wdrożenia SG w bardzo dobrze
opisanym i zwymiarowanym projekcie Oklahoma wskazują na niejednoznaczną przewagę
SG nad alternatywnym rozwiązaniem, którym jest budowa bloku szczytowego. Odnotowana i
opisana w artykule niejednoznaczność oceny wskazuje tym bardziej na potrzebę wykonania
w Polsce poważnego studium badawczo- wdrożeniowego o podobnej skali jak w projekcie
Oklahoma. W tym projekcie całkowite nakłady inwestycyjne budowy turbozespołu gazowego
to kwota ok. 120 – 160 mln USD. Dodając do tego ok. 60-66 mln USD wydatków na paliwo
gazowe w okresie 20 lat eksploatacji bloku, otrzymujemy uniknięte koszty w wysokości ok.
200- 230 mln USD. Co ciekawe budżet projektu Oklahoma ma wynieść ok. 357,4 mln USD,
w tym środki federalne 130 mln USD. Oznacza to, ze spółka OG&E musi pokryć kwotę ok.
227,4 mln USD, która jest bardzo bliska oszacowanej przez autorów w artykule. Wskazuje to
na dość dobrze przyjęte założenia autorów zastosowane do obliczeń alternatywy decyzyjnej.
Sprowadzenie wydatków rocznych na przedsięwzięcia SG u odbiorców indywidualnych, w
kwocie ok. 20 mln USD (na 150 tys. odbiorców) i ich porównanie z pełnymi kosztami budowy
i eksploatacji szczytowego bloku gazowego – ok. 17 mln USD potwierdza powyższe uwagi
autorów o bardzo prawdopodobnym braku przewagi rozwiązań SG.
Tymczasem w Polsce planuje się dość lekko i niemalże arbitralnie wydać na urządzenia i
instalacje SG kwotę ok. 8 – 10 mld zł, bez wykazania skali opłacalności tego przedsięwzięcia
na bazie poważnych i wiarygodnych projektów pilotażowych SG.
Takie podejście uważamy za zbyt ryzykowne, a nawet ryzykanckie i świadczące o braku
profesjonalności odpowiedzialnych w kraju instytucji i organów za efektywność
wydatkowania tak wielkich środków w tym bardzo wrażliwym społecznie i gospodarczo
obszarze, którym są wydatki na moc i energię elektryczną. Z pewnością do takiego podejścia
nie można zaliczyć projektu pilotażowego RWE. Zaś w przypadku projektu pilotażowego na
Półwyspie Hel, realizowanym z udziałem ENERGII występuje prawie całkowity brak danych
pozwalający ocenić efektywność tego projektu z perspektywy klienta.
Dlatego za niezbędne uważamy przed przystąpieniem do implementacji SG w Polsce,
wykazanie czy i jaki może być koszt alternatywny wobec wdrożenia SG. Przy czym działania
SG polegać muszą nie tylko na zakupie i zainstalowaniu urządzeń u odbiorcy, ale także na
wdrożeniu odpowiednich mechanizmów taryfowych, silnie uzmiennionych w godzinach doby,
co wykazaliśmy w artykule. Na tej podstawie można dopiero określić, która z rozważonych
alternatyw będzie się charakteryzowała największą przewagą korzyści nad kosztami. Wyniki
takiej oceny porównawczej muszą być wiarygodne i w prosty sposób pokazywać koszty i
korzyści każdej rozpatrywanej alternatywy decyzyjnej. To nasz kolejny wniosek z analizy.
Zgodnie z dyrektywą unijną 2009/72/WE, państwa członkowskie powinny do września 2012
roku wykonać analizę opłacalności implementacji Smart Grid. W Polsce analiza taka, wbrew
zaleceniom Komisji, nie została wykonana, a mimo to organy państwa, w tym URE
26
przygotowują się do implementacji technologii SG31. To może okazać się zbyt ryzykowna
strategia i dlatego stoimy na stanowisku, że nadal niezbędne jest pilne wykonanie badania
opłacalności SG na przykładzie dobrze przygotowanych co najmniej 2 – 3 projektów
pilotażowych.
Omówione w artykule założenia i wyniki projektu Oklahoma (USA) pokazują, że rzeczywiście
możliwe jest uzyskanie poważnych efektów redukcji popytu na moc i energie w szczycie
obciążenia – co jednak bardzo zależy od kombinacji oferowanych technologii SG oraz
równoległego zastosowania zmiennych taryf (TOU). Musimy przy tym podkreślić, że mimo
redukcji mocy szczytowej w skali ok. 26%32 obecnego zużycia mocy, to wciąż z
ekonomicznego punku widzenia budowa gazowego bloku szczytowego okazuje się nieco
bardziej opłacalna, aniżeli inwestycje w infrastrukturę SG.
Oceniamy, w tym również na bazie wyników projektu pilotażowego RWE w Warszawie,
że w Polsce można spodziewać się znacznie niższych redukcji zapotrzebowania
szczytowego, które we wspomnianym projekcie RWE wyniosło tylko ok. 2% mocy
szczytowej33. Wynika to m.in. z wciąż niskiego zużycia elektryczności w Polsce, ok. 4
krotnie niższego niż w USA (Oklahoma) i ponad 2-krotnie niższego niż w wielu krajach
UE oraz zapewne kilku innych aspektów przygotowania i przeprowadzenia projektu
pilotażowego. W tym niezwykle małej próby osób oraz bardzo krótkim czasie trwania
projektu, a także braku jego skojarzenia ze zmianą taryfy na dynamiczną. W tych
warunkach wyciągnięte wnioski i rekomendacje mogą być mało wiarygodne, a
czasami wręcz pochopne.
Mimo to mamy przekonanie i zaufanie, że w szczególności prezes URE podejmie działania
wymuszające znaczną poprawę wiarygodności planowania i realizacji projektów
pilotażowych. URE powinien także silnie wesprzeć budowę odpowiednich mechanizmów i
środków finansowych na ich przeprowadzenie – najlepiej w formule partnerstwa publiczno-
prywatnego, co także zaznaczyliśmy w artykule (różne środki pomocowe UE nadal są nie w
pełni wykorzystane).
Stawiamy także otwarte, ale sądzimy, że ważne pytanie o to: Czy działania gospodarczo- społeczne w Polsce mogą być samodzielnie inteligentne, czy też muszą polegać na naśladownictwie tylko inteligencji płynącej z regulacji unijnych? Zła odpowiedź na to pytanie może prowadzić do wielu niepotrzebnych problemów, o których w 2012 r. pisał Marek Samotyj w bardzo dobrej publikacji „Współczynnik inteligencji przewodów energetycznych”34.
31
Zagadnienie poruszone w artykule prof. Mielczarskiego: http://www.cire.pl/pokaz-pdf-%252Fpliki%252F2%252Fel_miern_en_dziek.pdf
32 Zob dane w tabl. 12
33 Link do artykułu: http://energetyka.wnp.pl/rwe-2-proc-zapotrzebowania-na-energie-poza-szczyt,185240_1_0_0.html
34 Zob. http://cire.pl/item,62692,2,0,0,0,0,0,wspolczynnik-inteligencji-przewodow-energetycznych.html