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