Wstęp

Koszt zaopatrzenia w energię przedsiębiorstw komunalnych, na przykładzie przedsiębiorstw wodociągowych, jest jedną z istotnych pozycji w ich budżetach. Składają się nań koszty ogrzewania, energii elektrycznej i transportu. Odnośnie energii elektrycznej, aktualna sytuacja Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) każe z dużą rezerwą oceniać deklaracje polityków zapewniających, że cena energii elektrycznej nie wzrośnie. Przeciwnie, obiektywne przesłanki wskazują, że w już w średniookresowej perspektywie (kilku lat) jej wzrost jest nieuchronny. Co więcej, w perspektywie krótkookresowej przedsiębiorcy – odbiorcy energii mogą być narażeni na okresowe ograniczenia dostaw energii elektrycznej, czego przykładem było wprowadzenie przez PSE SA, w sierpniu 2015r., dwudziestego stopnia zasilania. Ograniczenia dostępnej mocy niosą ryzyko poniesienia przez przedsiębiorstwo dodatkowych kosztów związanych czy to z niewywiązaniem się z kontraktów zawartych z klientami czy też strat wynikających z zakłócenia procesu technologicznego. W tym kontekście działania na rzecz ograniczenia kosztów skierowane być muszą na zracjonalizowanie wielkości i warunków zakupu energii elektrycznej oraz zabezpieczenie potrzeb krytycznych. Może to być zrealizowane poprzez: poprawę efektywności wykorzystania energii i mocy już zakupionej, poprawę warunków zakupu energii (wykorzystanie zasady TPA i zakupów grupowych), poprawę warunków dostawy energii (optymalizacja mocy umownej) oraz substytucję źródeł energii, w szczególności przez źródła o zerowym koszcie zmiennym. Wreszcie, działaniem najbardziej złożonym, ale rokującym największe efekty finansowe jest  integracja  gospodarki  energią elektryczną z  zarządzaniem  zapotrzebowania na ciepło.

Część I - Taryfa

  1. Ogólne zasady zaopatrzenia przedsiębiorstw w energię elektryczną: techniczne, organizacyjno-prawne i ekonomiczne

Co do zasady, zaopatrzenie przedsiębiorstw i obywateli w energię elektryczną w Polsce realizowane jest – od strony technicznej – przez KSE, tj. wzajemnie połączony system źródeł wytwórczych (głównie wielkich) oraz sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Na szczeblu ustawowym zdefiniowane zostały cztery rodzaje działalności, składające się na proces zaopatrzenia w energię elektryczną, tj.: wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucja oraz sprzedaż energii elektrycznej. Struktura oraz wzajemne relacje podmiotów zaangażowanych w te procesy regulowane są generalnie ustawie Prawo energetyczne (uPe) oraz aktach prawnych niższego rzędu, wydanych z delegacji określonych w tej ustawie. Także z mocy uPe powołany został centralny organ administracji rządowej odpowiedzialny za równoważenie interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców energii, czyli Prezes URE.

W procesie zaopatrzenia w energię elektryczną wyróżnić należy dwa obszary: na jeden składają się wytwarzanie energii i obrót nią jako towarem, drugi dotyczy usług fizycznej dostawy energii do miejsca jej konsumpcji. W odróżnieniu od innych towarów, ze względu na dotychczasową praktyczną niemożność magazynowania energii elektrycznej oraz bezpośredni wpływ procesu transportowania i konsumpcji energii na warunki jej wytwarzania, a także na ekonomiczną bezzasadność dublowania dróg transportu energii elektrycznej od miejsc wytwarzania do miejsc konsumpcji, proces fizycznej dostawy energii realizowany jest w warunkach naturalnego monopolu sieciowego. Klient jest związany poprzez przyłącze energetyczne z siecią konkretnego przedsiębiorstwa dystrybucyjnego, bez możliwości jego zmiany na inne. Z tego powodu nie zachodzi możliwość wypracowania zrównoważonych relacji biznesowych pomiędzy przedsiębiorstwem sieciowym a przyłączonym do jego sieci klientem z wykorzystaniem mechanizmów rynkowych. Warunkiem koniecznym dla ich zaistnienia jest bowiem m.in. mobilność popytu względem podaży. W tej sytuacji rolę substytutu rynku konkurencyjnego realizuje Prezes URE, kontrolując, weryfikując i zatwierdzając taryfy (zbiory stawek opłat), wg. których przedsiębiorstwo energetyczne sieciowe rozliczają swoje usługi z klientami. Zgodnie z uPe zatwierdzanie taryf przedsiębiorstw sieciowych jest obligatoryjne i nie ma przesłanek by w przewidywalnej przyszłości sytuacja ta mogła ulec zmianie. Rolą przychodu pozyskiwanego przez przedsiębiorstwo sieciowe wg zatwierdzonej przez Prezesa URE taryfy jest zapewnienie ekonomicznych podstaw dla jego bieżącej działalności i rozwoju uzasadnionego zmianami otoczenia.

Rzecz się ma odmiennie w odniesieniu do obrotu energią elektryczną, powiązanego z procesem jej wytwarzania. W tym przypadku nie zachodzi tak bezpośrednie (fizyczne) powiązanie konkretnego klienta z konkretnym przedsiębiorstwem, w związku z czym uPe dopuściła możliwość zwolnienia przedsiębiorstw wytwórczych i obrotu energią z obowiązku przedkładania ich taryf (zbiorówcen) do zatwierdzenia. Obowiązek przedkładania do zatwierdzenia taryf w obrocie energią elektryczną dotyczy obecnie wyłącznie przedsiębiorstw sprzedających energię elektryczną odbiorcom w gospodarstwach domowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstwa sieciowego pozostającego w strukturze tej samej grupy kapitałowej co przedsiębiorstwo obrotu.

 

  1. Struktura towarów i usług na rynku energii

Struktura  towarów i usług na rynku energii pozostaje w ścisłym związku z jego strukturą organizacyjną, znajdującą  oparcie  z jednej strony w technice, z drugiej w  przepisach prawa. Wytwórcy energii prowadzą działalność polegającą  nie tylko na wytwarzaniu energii elektrycznej ale także na świadczeniu  na rzecz operatora sieci przesyłowej całego pakietu usług systemowych, niezbędnych dla  utrzymania  KSE w równowadze, a tym samym umożliwienia niezakłóconego transportu energii ze źródeł  do  miejsc konsumpcji. Istotne przy tym jest to, że o ile samo wytwarzanie  energii elektrycznej  może być  realizowane  w sposób względnie dowolny (działanie  jednego źródła energii może być zastąpione przez  inne), to  zapotrzebowanie na określone usługi systemowe jest ściśle związane z określonymi lokalizacjami w sieci, w związku z czym są one świadczone przez wytwórców na rzecz PSE SA  na warunkach monopolu analogicznego  do monopolu sieciowego  przedsiębiorstw dystrybucyjnych wobec konsumentów energii.

Procesowi transportu energii elektrycznej  siecią towarzyszy zjawisko jej częściowego rozpraszania (straty techniczne). Rozliczanie jego  kosztów może być  w różny sposób rozwiązane, w Polsce obciąża koszt funkcjonowania  przedsiębiorstw sieciowych. Koszt  ten jest dodatkowo podwyższany na skutek nielegalnego poboru energii (z pominięciem lub naruszeniem układu pomiarowo-rozliczeniowego). Ich łączne skutki muszą być kompensowane w kalkulacji taryfy przedsiębiorstwa sieciowego, gdyż w przeciwnym razie z czasem utraciłoby ono zdolność realizowania usługi sieciowej dla wszystkich odbiorców. Usługa  transportu energii siecią wiąże się z koniecznością budowy i utrzymania majątku sieciowego (linii i stacji), który w zasadzie nie zależy od wielkości transportowanej tą siecią energii oraz budowy i utrzymania (obsługi) infrastruktury niezbędnej dla utrzymania  kontaktu z klientami.

wykres1 

Jak to przedstawiono na ilustracji powyżej, taryfa przedsiębiorstwa sieciowego nie ogranicza się do zapewnienia przychodu niezbędnego dla  zapewnienia działalności  tego przedsiębiorstwa , ale także  zawiera elementy „przenoszone”, stanowiące de facto przychód przedsiębiorstw  wytwórczych, który co do zasady  znajdować się powinien w ich taryfach lub ofertach obrotu. Z tego względu próba porównywania cen energii na rynku hurtowym i w miejscu jej dostarczania klientowi  końcowemu jest istotnie  zakłócona, gdyż część „kosztów energii” przeniesiona jest  do  „kosztów dystrybucji” i przez  to w „rynkowej cenie  energii” jest niewidoczna.

 

  1. Struktura stawek i cen w taryfie dla energii elektrycznej

Faktura za energię elektryczną, jaką otrzymuje  klient, jest bardzo rozbudowana, niezależnie od  faktu, że składają się nań w praktyce elementy jedynie trzech  rodzajów: zależne od wielkości skonsumowanej energii (zmienne), zależne od wielkości mocy umownej uzgodnionej w zawartej z przedsiębiorstwem umowie (stałe), oraz zależne od czasu (długości okresu  rozliczeniowego)(także  stałe). Stopień komplikacji  faktury wynika z tego, że  uwzględnione są w niej wszystkie pozycje (stawki) kalkulowane  w taryfie na podstawie  grup kosztów wyszczególnionych w  rozporządzeniu taryfowym oraz innych przepisach.

W szczególności, opłata przejściowa kalkulowana jest  w oderwaniu od kosztów przedsiębiorstwa sieciowego, na podstawie  ustawy o likwidacji Kontraktów  Długoterminowych (KDT), i w tym przypadku  przedsiębiorstwo sieciowe odgrywa rolę jedynie  „poborcy podatkowego”, przekazując  uzyskany z tego tytułu przychód  w całości na rzecz Zarządcy Rozliczeń SA, spółki powołanej  do redystrybucji tych środków pomiędzy  wytwórców – strony zlikwidowanych KDT. Podobnie jest ze stawką opłaty jakościowej, która z kolei, kalkulowana jest  na podstawie informacji przestawionych przez PSE SA, a nie  przedsiębiorstwo  dystrybucyjne. Przychody z tego tytułu przekazywane  są w całości na rzecz PSE SA, celem sfinansowania przez operatora systemu przesyłowego  kosztu zakupu od wytwórców usług systemowych i rezerw mocy.

Powiązanie poszczególnych kategorii kosztów  ze stawkami opłat przedstawiono na ilustracji poniżej.

 wykres2

Znamienne jest to, że oprócz  generalnej złożoności faktur (które  komplikują się dodatkowo, gdy okres rozliczeniowy obejmuje datę zmiany taryfy), protest klientów wzbudza poziom opłat stałych, w odczuciu  wielu z nich niewspółmiernie  wysoki  do  wysokości opłat za energię. Dzieje się tak pomimo  zabiegu kalkulacyjnego na etapie kalkulacji taryfy, jakim jest przesunięcie części kosztów stałych działalności przedsiębiorstwa dystrybucyjnego  do puli, wg której kalkulowane są  stawki zmienne sieciowe. Gdyby bowiem utrzymać  w sposób precyzyjny  zasadę, że  stawki zmienne  odpowiadają kosztom zmiennym, a stawki stałe  kosztom stałym to udział opłat stałych w  płatności  za energię  byłby  jeszcze  wyższy. Wynika to wprost z charakteru działalności sieciowej, w której  dominują koszty stałe. Zabieg „uzmiennienia” części kosztów stałych pozwala  lepiej wyważyć rozkład ryzyka pomiędzy przedsiębiorstwem sieciowym i jego odbiorcami. W przypadku braku „uzmiennienia” części   kosztów działalność  przedsiębiorstwa byłaby bowiem całkowicie wolna od ryzyka, co jest  sytuacją „normalną” na rynku w pełni zmonopolizowanym (na tym w istocie zasadza się jego wada z punktu widzenia klientów i dążenie do monopolizowania rynku przez  przedsiębiorstwa), ale nie powinno mieć miejsca  gdy naturalny monopol jest poddany regulacji substytuującej reguły rynku konkurencyjnego.  Rozkład ryzyk pomiędzy przedsiębiorstwem i jego klientami w funkcji stopnia uzmiennienia kosztów stałych działalności przedsiębiorstwa schematycznie zilustrowano  poniżej.

 wykres2

 

  1. Ogólne zasady kalkulacji taryf oraz paleta taryf i ofert dostępnych dla odbiorcy - przedsiębiorstwa przyłączonego na średnim oraz niskim napięciu

Naczelną zasadą kalkulacji taryf jest zapewnienie pokrycia kosztów uzasadnionych działalności bieżącej i rozwoju przedsiębiorstwa (zapewnienie przychodu regulowanego) oraz takie ich rozłożenie na poszczególne grupy odbiorców, by uniknąć subsydiowania skrośnego, czyli finansowania jednego rodzaju działalności lub jednej grupy odbiorców przez inne działalności lub grupy odbiorców.

W związku z powyższym zatwierdzanie taryf dla różnych działalności realizowane jest w odrębnych procesach, a celem uniknięcia zakłócenia tej odrębności środkami „kreatywnej księgowości” przedsiębiorstwa energetyczne prowadzące działalność na duża skalę zobligowane zostały do dokonania podziału pod względem prawnym (na odrębne podmioty ze względu na rodzaj prowadzonej działalności). W wyniku tego wyodrębnione zostały przedsiębiorstwa obrotu energią, które są zobligowane do przedkładania swoich taryf do zatwierdzenia wyłącznie w odniesieniu do klientów w gospodarstwach domowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstwa sieciowego pozostającego z przedsiębiorstwem obrotu w tej samej strukturze (grupie kapitałowej), wydzielone przedsiębiorstwa sieciowe, przedkładające taryfy sieciowe, oraz pozostałe, relatywnie nieduże, przedsiębiorstwa nierozdzielone, przedkładające do zatwierdzenia taryfy sieciowe dla wszystkich klientów oraz taryfy w obrocie dla klientów w gospodarstwach domowych przyłączonych do ich sieci.

Przychód regulowany, będący podstawą kalkulacji każdej taryfy jest wyznaczany na podstawie kosztów ponoszonych i przewidzianych do poniesienia przez przedsiębiorstwo, także w relacji do jego planu rozwoju. Koszty te analizowane są w podziale na koszty stałe (niezależne lub słabo zależne od ilości sprzedawanej lub dostarczanej energii) oraz koszty zmienne (zależne wprost od ilości tej energii). Weryfikacja poprawności informacji przedstawianych w tym zakresie przez przedsiębiorstwa jest rozbudowanym procesem, wykorzystującym m.in. najnowsze narzędzia ekonometryczne.

Podział odbiorców na grupy taryfowe dokonywany jest w pierwszym kroku ze względu na poziom napięcia, na jakim energia jest dostarczana. Jest to naturalne odzwierciedlenie zróżnicowania kosztów realizowanej usługi sieciowej. Wyróżniamy odbiorców przyłączonych na napięciu najwyższym lub wysokim (grupy A), średnim (grupy B) oraz niskim (grupy C). Odstępstwem od tej zasady jest grupa odbiorców w gospodarstwach domowych (grupa G) oraz odbiorców, którzy nie wymagają zastosowania układu pomiarowo-rozliczeniowego (grupa R), wobec których kryterium napięciowe nie ma zastosowania.

Kolejnym kryterium podziału odbiorców na grupy taryfowe, w obrębie poszczególnych napięć, jest wielkość poboru mocy i to, czy parametr ten jest poddany bieżącej kontroli, czy – w przypadku relatywnie małych poborów energii – kontroli tej nie podlega.

Wreszcie kryterium ostatnim jest to, czy ceny energii i stawki opłaty zmiennej (zależnej od ilości konsumowanej  energii) pozostają stałe w czasie czy ich wartości ulegają zmianom w cyklu dobowym, tygodniowym lub sezonowym, odzwierciedlając zmiany w czasie kosztu zaopatrzenia w energię, oraz według jakiego scenariusza zmiany te są realizowane.

W systemie taryfowym stosowanym w Polsce nie ma natomiast znaczenia miejsce w sieci, w którym przyłączony jest klient, a tym samym długość drogi, po jakiej transportowana jest do niego energia. Taka zasada kalkulowania taryf nosi nazwę taryfy grupowej lub znaczka pocztowego. Oznacza, że wszyscy odbiorcy przyłączeni do sieci danego przedsiębiorstwa na określonym poziomie napięcia i rozliczani według tego samego schematu stref czasowych ponoszą opłaty według tych samych stawek, niezależnie od tego, czy zlokalizowani są w bezpośrednim sąsiedztwie elektrowni, czy na peryferiach sieci. Tym samym, w ramach jednej grupy odbiorców zachodzi zjawisko wzajemnego subsydiowania, gdyż jedni ponoszą opłaty wyższe niż koszty niezbędne do poniesienia celem ich zasilenia, inni natomiast ponoszą te opłaty poniżej tych kosztów. Zasada ta ma głębokie uzasadnienie w ramach solidaryzmu społecznego, gdyż generalnie, obszary peryferyjne są gospodarczo mniej rozwinięte niż centralne a wyższy koszt dostępu do energii elektrycznej służyłby dalszemu pogłębianiu tej dysproporcji. Dodatkowo, koszt dostawy liczony według drogi transportu energii ulega istotnym wahaniom w czasie, co pozostaje w sprzeczności z procedurą jego ustalenia z góry dla okresu, na jaki zatwierdzana jest taryfa.

Schematyczny przebieg procedury zatwierdzania taryfy, na który  generalnie  składają się trzy etapy,  zilustrowani poniżej.

 wykres3

Ponieważ każda cena lub stawka opłaty w taryfie stanowi wynik ilorazu odpowiedniej kwoty kosztów oraz odpowiadającego im nośnika (energii , mocy lub czasu), każdej grupie odbiorców przypisywana jest odpowiednia cząstka przychodu regulowanego oraz wielkość sprzedaży/dostawy odpowiadającego mu nośnika.

Podział grup taryfowych dla odbiorców przyłączonych na średnim i niskim napięciu, dla działalności sieciowej, przedstawia się następujące:

Poziom napięcia

Symbol taryfy

Charakterystyka grupy

SN

B

Miejsce przyłączenia  na  napięciu >1 kV, ale < 110 kV

1

Brak kontroli poboru mocy, dla odbiorców z mocą umowną <40kW 

2

Kontrola poboru mocy, dla  odbiorców  z mocą umowną >=40kW

1

Rozliczenie  jednostrefowe (stawka zmienna sieciowa stała w dobie przez cały okres obowiązywania  taryfy)

2

Rozliczenie  dwustrefowe (cena energii i  stawka zmienna sieciowa wyższa w określonej strefie szczytowej, niższa w pozostałych godzinach doby

3

Rozliczenie  trójstrefowe: wyróżniony okres w dobie  stawek najwyższych (strefa szczytu popołudniowego) stawek średnich (strefa szczytu przedpołudniowego) oraz najniższych (pozostałe godziny doby)

4    

Rozliczenie  czterostrefowe (szczyt popołudniowy, szczyt przedpołudniowy, pozostałe godziny doby, nocna dolina obciążenia)

nN

C

Miejsce przyłączenia na napięciu <1kV

1

Brak kontroli poboru mocy, dla odbiorców z mocą umowną <40kW 

2

Kontrola poboru mocy, dla  odbiorców  z mocą umowną >=40kW

1

Rozliczenie  jednostrefowe (stawka zmienna sieciowa stała w dobie przez cały okres obowiązywania  taryfy)

2

Rozliczenie  dwustrefowe (cena energii i  stawka zmienna sieciowa wyższa w określonej strefie szczytowej, niższa w pozostałych godzinach doby

a

Schemat podziału godzin na strefy czasowe: „szczyt – pozaszczyt”

b

Schemat podziału godzin na strefy czasowe: „noc – dzień”

 

  1. Kryteria doboru taryfy – wpływ taryfy na koszt zaopatrzenia w energię elektryczną przy określonym profilu zapotrzebowania

Kwalifikacja odbiorcy do grup B lub (alternatywnie) C zależy od tego, po której stronie miejsca rozgraniczenia własności (miejsca dostarczania energii) znajduje się transformator SN/nN. Niejednokrotnie wynika to z zaszłości historycznych, ale w określonych przypadkach, zwłaszcza w przypadku nowych klientów, może być rezultatem świadomej decyzji. Należy przy jej podejmowaniu brać pod uwagę nie tylko to, że co do zasady usługa sieciowa na napięciu średnim jest tańsza niż na niskim, ale jednocześnie odbiorca bierze na siebie odpowiedzialność za utrzymanie tego elementu majątku sieciowego, co również wiąże się z określonymi kosztami.

Warunkiem właściwego doboru grupy taryfowej w obrębie grupy przyłączeniowej (na wybranym napięciu) jest dobra znajomość wielkości i profilu czasowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Decydujące znaczenie mają następujące czynniki:

- zapotrzebowanie na moc czynną (w przypadku, gdy poziom mocy umownej przekracza 40 kW klient kwalifikowany jest do grupy z kontrolą poboru mocy, poniżej tego progu kontrola poboru mocy nie jest wymagana),

- współczynnik wykorzystania mocy, inaczej mówiąc, czy pobór energii w czasie zachodzi w sposób wyrównany (wtedy ten współczynnik jest wysoki), czy też pobór ten ma charakter impulsowy (krótkotrwałym poborom z dużą mocą towarzyszą relatywnie długie okresy z poborem znacznie niższym – wówczas współczynnik wykorzystania mocy ma wartość niską),

- rozkład poboru energii w czasie i jego ew. korelacja z okresami, w których składniki zmienne taryfy (składnik zmienny sieciowy) i cena energii są wysokie oraz niskie, w szczególności, czy zmiany wielkości poboru zachodzą w czasie w sposób nieregularny, czy też mają charakter powtarzalnego schematu, który można dopasować do schematu stref czasowych właściwego  dla którejś z grup taryfowych.

 

  1. Optymalizacja wykorzystania taryfy wybranej

Optymalizacja wykorzystania taryfy wybranej realizowana być może w dwóch obszarach, decydujących o poziomie kosztów łącznych.

Pierwszym z nich, dającym z zasady największy potencjał oszczędności, jest taki wpływ na realizowany proces technologiczny, by minimalizować pobór energii w godzinach strefy szczytowej, przesuwając obciążenie na godziny strefy (lub stref) pozaszczytowych. Efekty finansowe tych działań, podobnie jak ich zaniechania, są widoczne bezpośrednio na fakturach dla kolejnych okresów rozliczeniowych.

Drugim obszarem jest kontrola wzajemnej koincydencji pracy poszczególnych odbiorników, w celu – tam gdzie umożliwia to proces technologiczny – unikania ich pracy jednoczesnej, a zwłaszcza np. jednoczesnych rozruchów silników pod obciążeniem. Zabieg ten nie prowadzi do oszczędności w zużyciu energii ale pozwala obniżyć zapotrzebowanie na moc umowną. Ażeby uzyskać z tego tytułu korzyść ekonomiczną konieczne jest, po wdrożeniu opisanych powyżej działań, renegocjowanie umowy dystrybucyjnej w kierunku obniżenia zapisanej w niej wartości mocy umownej. Ważne jest przy tym, by wdrożony reżim pracy odbiorników był konsekwentnie utrzymywany, gdyż w przeciwnym razie klient wystawi się na ryzyko płatności za przekroczenia mocy umownej, które mogą z nawiązką zniweczyć efekt oszczędności uzyskanej z jej obniżenia. Dotyczy to w szczególności tych klientów, którzy są zakwalifikowani do grupy z kontrolą poboru mocy. Wartość mocy umownej nie ma przełożenia na płatności wyłącznie w odniesieniu do klientów w grupach G oraz R.

 

Część II – pozataryfowe środki obniżenia kosztów zaopatrzenia w energię

 

  1. Jakość energii elektrycznej jako źródło kosztów przedsiębiorstwa – konsumenta energii elektrycznej

Wpływ obniżonej jakości energii elektrycznej na koszty funkcjonowania przedsiębiorstw jest generalnie niedoceniany. Wynika to z faktu, że wiele jej przejawów nie powoduje skutków widocznych natychmiastowo. A są to nie tylko resetowanie się układów sterowania i zakłócenia w produkcji spowodowane przerwami w zasilaniu, ale także skrócona żywotność wielu urządzeń pracujących przy napięciu zbyt niskim (dotyczy to zwłaszcza silników) lub podlegających krótkotrwałym, ale wielokrotnym przekroczeniom napięcia, stopniowo degradującym ich izolację.

Przedsiębiorstwa energetyczne nie są motywowane do działania na rzecz poprawy jakości energii, gdyż przewidziane prawem bonifikaty z tego tytułu są zazwyczaj zbyt niskie, by klient w ogóle wszczynał procedurę jej dochodzenia. Pozytywną zmianę w tym zakresie ma spowodować wdrażana przez Prezesa URE regulacja jakościowa, która od wyników oceny jakości energii i obsługi odbiorców ma dodatkowo uzależnić wysokość przychodu regulowanego, jednakże jej skuteczność zależeć będzie od przyjętych parametrów, które, przynajmniej na początek, rysują się dość ostrożnie.

Warto podkreślić, że przedsiębiorcy-klienci energetyki nie są całkowicie pozbawieni możliwości samodzielnego oddziaływania na poprawę parametrów jakościowych energii elektrycznej. Dotyczy to zwłaszcza kompensowania skutków krótkotrwałych przerw w zasilaniu (do 3 minut) i zapadów napięcia, które z mocy prawa nie podlegają „dyscyplinowaniu” poprzez mechanizm bonifikat. Są to bowiem zjawiska o charakterze technologicznym (nieuniknione w pracy sieci), za których występowanie trudno obciążać przedsiębiorstwo sieciowe. Z tego względu niejako naturalną reakcją klienta – w przypadku, gdy występowanie tych przerw jest dla niego odczuwalne, a zwłaszcza gdy jest dotkliwe – jest wdrażanie układów UPS odpowiednio dobranych do lokalnych uwarunkowań.

Odrębnym zagadnieniem jest zjawisko odchyleń od krzywej napięcia i problem rozpływów energii biernej. W każdym z tych przypadków źródło zakłócenia może leżeć po stronie odbiorcy, a sieć stanowi jedynie kanał jego propagacji do innych odbiorców. Rozliczenia z tytułu ponadnormatywnego poboru energii biernej są uwzględnione w strukturze rozliczeń wg taryfy, jakkolwiek trzeba stwierdzić, że mechanizm określony prawem jest dalece niedoskonały, gdyż potrafi obciążać klienta kosztem także wtedy, gdy w konkretnej sytuacji wprowadzanie tej energii do sieci jest dla jej funkcjonowania korzystne. To do wyboru klienta pozostawiona jest decyzja, czy ponosić opłaty z tytułu ponadnormatywnego poboru energii biernej (której celem jest sfinansowanie odpowiednich środków przeciwdziałania po stronie sieci), czy po swojej stronie zainstalować odpowiedni filtr.

Nie ma natomiast aktualnie mechanizmu dyscyplinowania klientów, którzy wykorzystują odbiorniki deformujące kształt krzywej napięcia. Rosnąca skala tego zjawiska, związana z upowszechnianiem odbiorników nieliniowych uzasadnia przypuszczenie, że już w niedalekiej przyszłości taka regulacja prawna może zostać wprowadzona, tak więc, niejako wyprzedzająco, klienci powinni zacząć zwracać większa uwagę także na ten aspekt.

 

  1. Środki obniżenia kosztów zaopatrzenia w energię elektryczną na przykładzie przedsiębiorstwa wodociągowego:

Narzędziem umożliwiającym przedsiębiorstwu wodociągowemu zoptymalizowanie kosztów funkcjonowania jest wyposażenie (zarówno sieci wodociągowej, jak i instalacji elektroenergetycznej) w układy pomiarowe i sterujące umożliwiające nadążną (on line) obserwację i zarządzanie ich pracą. Przedsiębiorstwo wodociągowe ma wyjątkowo duży potencjał w tym zakresie ze względu na synergiczny charakter zmian wprowadzanych równolegle w części technologicznej (ujęcia, proces uzdatniania i sieć dystrybucji wody) oraz elektroenergetycznej. Na obydwu obszarach występują straty techniczne oraz może występować nielegalny pobór (kradzieże wody i prądu). Opomiarowanie sieci i odbiorców końcowych, zarówno wody jak i energii elektrycznej, pozwala ocenić skalę łączną tych zjawisk, charakter ich zmian zachodzących w czasie jak i typować miejsca występowania. W obydwu obszarach pozwala także przyspieszyć detekcję awarii. Rozpoznanie rzeczywistych krzywych zapotrzebowania ze strony klientów pozwala też lepiej dostosować cykl produkcyjny a także wprowadzić mechanizmy wpływu na zarządzanie poborem, co z kolei pozwala na lepsze planowanie prac remontowych i rozwoju przedsiębiorstwa. Ograniczenie strat wody w sieci prowadzi do obniżenia zapotrzebowania na jej przygotowanie, a to z kolei redukuje zapotrzebowanie na energię elektryczną dla celów technologicznych, za czym idzie dalsze obniżenie strat technicznych w sieci elektroenergetycznej.

Kolejną formą ograniczenia bieżących kosztów funkcjonowania jest ograniczenie amplitudy cyklicznych zmian obciążenia układu przygotowania wody i jej przesyłu rurociągami magistralnymi poprzez zastosowanie magazynów szczytowych, zlokalizowanych w pobliżu odbiorców. Pozwolić to może w szczególności na uniknięcie kosztownej i uciążliwej dla mieszkańców rozbudowy infrastruktury liniowej i zwiększania mocy układu uzdatniania poprzez lepsze ich wykorzystanie w czasie. Celowi temu służyć może także  wprowadzenie ekonomicznych środków  zarządzania popytem na wodę w formie jej cen zmiennych w czasie, przy bieżącej  kontroli  jej zużycia w formie inteligentnego opomiarowania.

Wreszcie, wszędzie tam, gdzie np. topografia terenu zmusza do dodatkowego pompowania wody celem pokonania przeszkody terenowej możliwy jest częściowy odzysk włożonej w pompowanie energii przez zainstalowaną po drugiej stronie przeszkody turbinę. Takich form rekuperacji energii, w dzisiejszych warunkach bezpowrotnie rozpraszanej może być wiele, ich lokalizacja i ew. wykorzystanie zależy jednak od lokalnych uwarunkowań i inwencji.

 

  1. Substytucja zaopatrzenia w energię elektryczną z KSE poprzez własne źródła energii elektrycznej

W sytuacji, gdy zakłócenia w dostawie energii elektrycznej z KSE są na tyle długotrwałe, że proste systemy UPS nie zapewniają efektywnego rezerwowania, a także gdy układy takie nie zapewniają niezbędnej rezerwy mocy, rozważenia wymaga wdrożenie rezerwowego układu zasilania. Generacja lokalna energii elektrycznej z paliw kopalnych nie wytrzymuje konkurencji z KSE, opłacalność takich instalacji może wynikać wyłącznie z potrzeby uniknięcia znacznych strat produkcyjnych lub zagrożenia bezpieczeństwa instalacji bądź ludzi. Rzecz zaczyna się rysować inaczej w przypadku źródeł czerpiących energię z nośnika o koszcie zerowym, takiego jak energia wiatru i promieniowania słonecznego. Rozstrzygająca w tym przypadku jest wysokość nakładu inwestycyjnego w odniesieniu do długości życia instalacji (wielkości perspektywicznej produkcji i kosztów bieżącego utrzymania instalacji). Cechą charakterystyczną źródeł energii elektrycznej o zerowym koszcie zmiennym jest ich zależność od niesterowalnych warunków (meteorologicznych oraz pory dnia). Odpowiedzią na ten problem jest dynamiczny rozwój technik lokalnego magazynowania energii elektrycznej i wynikający z niego dynamiczny spadek kosztów jednostkowych instalacji magazynowania energii. Podkreślenia wymaga jednak, że ocena opłacalności takiej inwestycji każdorazowo wymaga bardzo skrupulatnej analizy lokalnych uwarunkowań. Bez specjalnego ryzyka można natomiast przyjąć, że atrakcyjność tego rodzaju działań będzie systematycznie rosła w efekcie permanentnie rozwierających się nożyc: rosnących cen energii i ryzyk jej niedostarczenia z KSE oraz malejących cen instalacji służących rozproszonemu wytwarzaniu i magazynowaniu energii elektrycznej.

 

  1. Substytucja zapotrzebowania na paliwa kopalne dla celów grzewczych – z wykorzystaniem własnych źródeł energii elektrycznej – zintegrowana gospodarka energetyczna

Stosunkowo prostym technicznie, a jednocześnie wolnym od ryzyk wskazanych powyżej, jest działanie na rzecz ograniczenia kosztów zaopatrzenia w energię uwzględniające – obok zapotrzebowania na energię elektryczną – także zapotrzebowanie na ciepło. Na świecie, jak i w Europie, dynamicznie rozwijają się technologie sezonowego magazynowania ciepła, na potrzeby jego wykorzystania w sezonie grzewczym. Ze względu na ekonomiczny efekt skali, opłacalność takich instalacji zwiększa się w przypadku ich zastosowania w zespołach budynków lub obiektach o większej kubaturze. Poniżej przytoczono przykłady realnych, funkcjonujących instalacji w zespołach domów jednorodzinnych w Niemczech oraz w Szpitalu Psychiatrycznym w Ząbkach k/Warszawy.

W obydwu ww. przypadkach jedynym źródłem ciepła zasilającym akumulator jest zespół kolektorów słonecznych a sam magazyn nie został wyposażony w możliwość jego dogrzewania. Zgodnie z informacja dostępną na stronie www.solarserver.com, zaprezentowane na niej instalacje zapewniają pokrycie ok. 60% zapotrzebowania na ciepło, w odniesieniu do Szpitala w Ząbkach instalacja nie przeszła jeszcze pełnego sezonu grzewczego, a z szacunków jej Autorów można ocenić , że zapewni ok. 35% potrzeb całorocznych, skracając tradycyjny sezon grzewczy do grudnia, stycznia i lutego. Wydaje się, że jej uzupełnienie o wiatrak z pionową osią obrotu (nie wymagający specjalnego pozwolenia na budowę, i elektryczne dogrzewania magazynu ciepła w okresach zwiększonego ubytku ciepła przez wywiewanie, może te wyniki znacząco poprawić.

 wykres4

wykres5

wykres6

za: Ł. Kozioł, K. Badyda, A. Jaworski, Demonstracyjna instalacja solarna z sezonowym magazynem ciepła zaimplementowana w szpitalu w Ząbkach, INSTAL 12/2015, www.informacjainstal.com.pl

 

  1. Podsumowanie

Aktualny system taryf, odniesiony do kosztów przedsiębiorstw  energetycznych, jest  odzwierciedleniem struktury  rynku energii, zbudowanego przez i dla korporacji  energetycznych.

Grupa odbiorców  przyłączonych na niskim napięciu, nie  będących gospodarstwami  domowymi,  ponosi relatywnie największe obciążenie z tytułu zasilania  w energię elektryczną.

Dobór  grupy taryfowej  jest istotny z punktu widzenia ponoszonych   kosztów, ale właściwy  dobór  wymaga  szczegółowej wiedzy  nt. krzywej poboru energii. Wyhamowanie  procesu wdrażania inteligentnego opomiarowania  utrudnia  dostęp do tej wiedzy, jakkolwiek zainstalowane na sieci  liczniki statyczne (przynajmniej niektórych typów) powinny ją umożliwiać.

W działaniach na rzecz obniżenia  kosztów energii powinno się uwzględniać gradację odbiorników (racjonalizować pobór  zaczynając od największych odbiorników) oraz unikać  kanibalizowania  efektów przez przeciwstawne działania w pozostałych obwodach.

Zmiany w profilu zapotrzebowania muszą uwzględniać strefowość  cen energii i stawek zmiennych oraz koincydencję poboru mocy w obwodach wzajemnie niezależnych technologicznie.

Zapisy w taryfach nt. wymagań jakościowych, jakkolwiek aktualnie  nieadekewatne w odniesieniu do jakości  energii, mogą być  źródłem wymiernych bonifikat w zakresie  niedotrzymanych parametrów  handlowej obsługi odbiorców.

Obniżenie kosztów zaopatrzenia w energię  powinno obejmować możliwie szerokie  spektrum potrzeb energetycznych  a nie  tylko energię elektryczną.

Aktualnie  wdrażane mechanizmy wsparcia działalności prosumenckiej  promują instalacje o mocach nieefektywnie niskich względem racjonalnego  zastosowania.

Radykalne obniżenie  kosztów zaopatrzenia w energię  elektryczną jest możliwe przy  dodatkowym (oprócz własnego źródła  o zerowym koszcie  zmiennym) wykorzystaniu magazynu energii elektrycznej, jakkolwiek każdorazowo  konieczny jest indywidualny dobór parametrów  wszystkich  elementów instalacji  do profilu  zapotrzebowania.

ZAŁĄCZNIK 1.

Zestawienie aktów prawnych, definiujących i wywierających wpływ na funkcjonowanie KSE

Akty prawne bezpośredniego wpływu:

  • Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2012 r., poz. 1059 z późn. zm),
  • Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2013 r., poz. 1200) – „taryfowe”,
  • Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. z 2007 r. Nr 93, poz. 623 z późn. zm.) – „systemowe”,
  • Ustawa z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. z 2007 r. Nr 130, poz. 905 z późn.zm.),
  • Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. 2015 poz. 478 z późn. zm.),
  • Ustawa „korytarzowa” (projekt),
  • Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady,

Akty prawne powiązane pośrednio:

  • Konstytucja RP,
  • Ustawa o działach administracji publicznej,
  • Kodeks spółek handlowych,
  • Kodeks cywilny,
  • Ustawa o swobodzie działalności gospodarczej,
  • Ustawa o rachunkowości,
  • Kodeks postępowania administracyjnego,
  • Ustawodawstwo podatkowe (akcyza, VAT, …),
  • Ustawodawstwo o samorządzie gminnym,
  • Ustawa o Narodowym Planie Rozwoju,
  • Ustawa Prawo o miarach,
  • Prawo budowlane,
  • Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym,
  • Ustawa o dozorze technicznym,
  • Ustawa o handlu uprawnieniami  do emisji,
  • Ustawa o biokomponentach (biopaliwach),
  • Prawo geologiczne i górnicze,
  • Prawo wodne,
  • Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady,
  • ….

ZAŁĄCZNIK 2.

Przykładowe kryteria kwalifikowania odbiorców

do grup taryfowych:

wykres7

wykres8wykres9


Szersze zestawienie aktów prawnych definiujących i wywierających wpływ na funkcjonowanie KSE przedstawiono w Załączniku 1.

Przykładowe pełne zestawienie grup odbiorców i kryterium kwalifikacji przedstawiono w Załączniku 2.

dr inż. Tomasz Kowalak     

Wyszukiwanie

Nasze szkolenia

  • KURS ODWOŁANY! Operator obsługi i eksploatacji samochodów specjalistycznych do czyszczenia sieci kanalizacyjnej - Wrocław, 13-15 listopada 2018 r. +

    KURS ODWOŁANY! Operator obsługi i eksploatacji samochodów specjalistycznych do czyszczenia sieci kanalizacyjnej - Wrocław, 13-15 listopada 2018 r. Cele kształcenia:  Zdobycie komplementarnych umiejętności obsługi samochodów specjalistycznych do czyszczenia Czytaj więcej
  • Podatkowe aspekty funkcjonowania spółek komunalnych - Wrocław, 23 listopada 2018 r. +

  • 1

Newsletter IGWP

Rozwiń aby zapisać się do newslettera

Zapisz się do newslettera IGWP i bądź na bieżąco z informacjami i naszą ofertą.

Poniżej proszę wybrać listy newslettera oraz wpisać e-mail na który będą wysyłane informacje.