politechnika lubelska - cire.pl · obiektów w zakresie technologii wychwytywania i składowania...

POLITECHNIKA LUBELSKA

Wydział Elektrotechniki i Informatyki

PRACA DYPLOMOWA

STUDIA PODYPLOMOWE

ZARZĄDZANIE ENERGIĄ

Estymacja opłat taryfowych za energię elektryczną oraz usługi dystrybucji dla

wybranych grup taryfowych PGE Oddział Lublin

Dyplomant: Promotor:

Rafał Jóźwicki dr inż. Robert Jędrychowski

Grzegorz Sitarski

Lublin 2012

Spis treści

Spis treści .......................................................................................................................................................... 2

1. Wstęp ....................................................................................................................................................... 3

2. Cel i zakres pracy ................................................................................................................................... 5

3. Podstawy teoretyczne ............................................................................................................................. 7

3.1. Moc umowna i opłaty za jej przekroczenie .................................................................................... 7

3.2. Taryfy dla energii elektrycznej oraz dla usług dystrybucji energii elektrycznej ............................. 9

3.3. Taryfy PGE Obrót S.A oraz PGE Dystrybucja S.A. Oddział Lublin ............................................ 10

3.4. Opłaty za pobraną energię elektryczną oraz za usługi dystrybucji ............................................... 15

3.5. Zasada TPA i możliwość zmiany sprzedawcy energii .................................................................. 19

3.6. Rynek bilansujący ......................................................................................................................... 29

3.7. Bariery w korzystaniu z zasady TPA ............................................................................................ 32

4. Obiekt badań ........................................................................................................................................ 41

5. Metoda badań ....................................................................................................................................... 50

6. Wyniki badań ....................................................................................................................................... 51

7. Wnioski.................................................................................................................................................. 58

8. Wykaz literatury .................................................................................................................................. 60

1. Wstęp

Możliwość zapewnienia środkami tradycyjnymi bezpieczeństwa energetycznego

w aspekcie technicznym w perspektywie już najbliższego pięciolecia jest co najmniej

niepewna [1]. Zapotrzebowanie brutto na energię elektryczną w 2015 roku szacuje się na

152,8 TWh, a w 2020 - na 169,3 TWh [2]. Postępujący proces zmniejszania zdolności

wytwórczych związany z wycofywaniem z użytku przestarzałych bloków energetycznych

zostanie gwałtownie pogłębiony w roku 2016, ze względu na wygaśnięcie okresu derogacji

na źródła wytwórcze niespełniające wymagań emisyjnych. Ubytek ten zapewne nie

zostanie zrekompensowany przez nowe inwestycje w duże jednostki wytwórcze ze

względów chociażby proceduralnych (dłużej trwają procedury uzyskiwania zgód

lokalizacyjnych, środowiskowych itd., nie mówiąc o trwaniu procesów inwestycyjnych

w wymiarze technicznym). Tak więc już po roku 2015 pojawi się ryzyko permanentnego

deficytu w bilansie mocy [1]. Przyczyniają się do tego także zobowiązania Polski

wynikające z:

1) Tzw. paktu klimatycznego 3x20%, przyjętego na Szczycie Rady Europejskiej 8-9

marca 2007 postulującego:

zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych o 20% w stosunku do roku 1990,

zmniejszenie zużycia energii o 20% w porównaniu z prognozami dla Unii

Europejskiej na 2020 r.,

zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii do 20% całkowitego zużycia

energii w UE, w tym zwiększenie wykorzystania odnawialnych źródeł energii

w transporcie do 10%.

2) Dyrektyw UE 2006/32/WE i 2009/72/WE zalecających wdrożenie systemów

inteligentnego pomiaru AMI [2,3].

W/w akty prawne wymuszają intensyfikację inwestycji „tradycyjnych”, opartych na

generacji energii elektrycznej z węgla, rozwój technologii CCS (dotyczącej budowy

obiektów w zakresie technologii wychwytywania i składowania dwutlenku węgla), rozwój

odnawialnych źródeł energii (OZE) i wielkoskalowej energetyki jądrowej. Inwestycje te

kreują ryzyko obciążeń finansowych dla odbiorców na niemożliwym do zaakceptowania

poziomie, ze względu na to, że taryfy kalkuluje się w sposób zapewniający:

Wstęp 4/61

1) Pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw

energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub

obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub

regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału

zaangażowanego w tę działalność.

2) Pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów

przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań [1,2,4].

Właściwym zachowaniem ze strony odbiorców wydaje się dążenie do uzyskania

niższych kosztów zakupu energii elektrycznej oraz niższych kosztów usług

dystrybucyjnych. Można to osiągnąć poprzez analizę zużycia energii w czasie,

dostosowanie zużycia energii do procesów technicznych i specyfiki potrzeb odbiorcy,

dobór optymalnej wartości mocy umownej na podstawie rocznej mocy szczytowej, zmianę

grupy taryfowej lub ostatecznie zmianę sprzedawcy energii.

2. Cel i zakres pracy

Celem pracy jest ukazanie możliwości zmniejszenia opłat za pobraną energię

elektryczną czynną oraz opłat za usługi dystrybucji poprzez kształtowanie zużycia energii

w czasie oraz wybór odpowiedniej taryfy dopasowanej do potrzeb odbiorcy.

Stworzony arkusz kalkulacyjny umożliwia estymację:

1) Zużycia energii jako wielokrotności standardowego zużycia energii w wybranym

do analizy tygodniu bazowym.

2) Opłat za energię elektryczną czynną, które liczy się jako iloczyn zużycia energii

oraz stawki opłat w danej strefie czasowej.

3) Opłat za usługi dystrybucji dla danej grupy taryfowej (z grupy taryf B21, B22, B23,

B24, C21, C22a, C22b, C23 lub C24) w zależności od:

składnika stałego stawki sieciowej,

stawki opłaty przejściowej,

zadeklarowanej wartości mocy umownej,

składnika zmiennego stawki sieciowej w danej strefie czasowej,

stawki jakościowej,

zużycia energii,

stawki opłaty abonamentowej.

Zakres pracy obejmuje:

1) Opracowanie arkusza kalkulacyjnego pozwalającego na estymację zużycia energii

oraz estymację opłat taryfowych.

2) Analizę kosztów opłat przykładowych odbiorców pobierających energię w taryfach

B21÷B24, C21÷C24.

3) Analizę wpływu zmiany czasu zużycia energii oraz zainstalowania urządzeń

pomiarowych pozwalających na zaliczanie zużycia energii w święta (lub

odpowiednio soboty i niedziele) do korzystniejszych stref czasowych.

4) Analizę wpływu zmiany zadeklarowanej mocy umownej na opłaty dystrybucyjne.

Cel i zakres pracy 6/61

Przy analizie nie bierze się pod uwagę:

opłat za ponadumowny pobór energii biernej,

kosztów z tytułu zwiększonej pewności zasilania.

W pracy omówiono sposób naliczania opłat taryfowych, warunki jakie należy

spełnić, aby zmienić sprzedawcę energii oraz warunki, jakie należy spełnić, aby

uczestniczyć w rynku bilansującym. Na podstawie uzyskanych wyników odbiorca

powinien wiedzieć, jakie działania musi podjąć, aby zmniejszyć opłaty za pobór energii

oraz usługi dystrybucyjne.

3. Podstawy teoretyczne

3.1. Moc umowna i opłaty za jej przekroczenie

Moc umowna jest to moc czynna pobierana przez odbiorcę z sieci określona

w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej albo umowie

kompleksowej, jako wartość nie mniejsza niż wyznaczona jako wartość maksymalna ze

średniej wartości mocy w okresie 15 minut, z uwzględnieniem współczynników

odzwierciedlających specyfikę układu zasilania odbiorcy. Moc umowna zamawiana jest

przez odbiorcę w jednakowej wartości na wszystkie miesiące w roku. Moc umowna nie

może być większa od mocy przyłączeniowej, jak również nie może być mniejsza od mocy

wymaganej ze względu na własności metrologiczne zainstalowanych w układzie

pomiarowo rozliczeniowym przekładników prądowych i liczników energii elektrycznej.

Za przekroczenie mocy umownej, określonej w umowie, pobierana jest opłata

w wysokości stanowiącej iloczyn składnika stałego stawki sieciowej oraz:

1) Sumy dziesięciu największych wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc

umowną

m

p

UMAXhpDSP PmPSO1

)( (1)

lub:

2) Dziesięciokrotności maksymalnej wielkości nadwyżki mocy pobranej ponad moc

umowną wyznaczoną w okresie rozliczeniowym, jeżeli urządzenia pomiarowe nie

pozwalają na zastosowanie sposobu wskazanego w pkt. 1) [5].

PSO DSP 10 (2)

UMAXhp PPP (3)

gdzie:

PO - opłata za przekroczenie mocy umownej;

DSS - składnik stały stawki sieciowej;

MAXhpP

- największa w danej godzinie średnia moc 15-minutowa (większa od mocy

umownej);

UP - moc umowna;

p - liczba porządkowa mocy MAXhpP , p = (1,2, 3...10);

m - liczba przekroczeń mocy.

Podstawy teoretyczne 8/61

W przypadku pkt. 1) układ do kontroli poboru mocy dokonuje pomiaru ciągłego

pobieranej energii i całkuje ją w cyklu 15-minutowym. Wartość tak wyznaczanej mocy 15-

minutowej pobranej jest przypisywana pierwszej minucie każdego okresu całkowania

i porównywana z wartością mocy 15-minutowej umownej. Zaleca się, aby początek okresu

całkowania przesuwany był w czasie co minutę. Dla każdej godziny: ze zbioru 60 wartości

15-minutowych mocy pobranej dokonywany jest wybór najwyższego przekroczenia i ta

wartość jest przypisywana danej godzinie. Dla okresu rozliczeniowego dokonywane jest

sumowanie wielkości przekroczeń dla wszystkich godzin, w których przekroczenia te

zostały ustalone.

Od 1999 r. moc umowna deklarowana przez odbiorcę ma być jednakowa w ciągu

całego roku. Oznacza to, że odbiorcy muszą deklarować moce umowne na poziomie

rocznej mocy szczytowej lub liczyć się z możliwością poniesienia dotkliwych opłat za

przekroczenia mocy umownych. Taki stan rzeczy może być szczególnie dotkliwy dla

odbiorców prowadzących działalność gospodarczą w stopniu zależnym od popytu na ich

produkty/usługi - muszą oni deklarować moce umowne na poziomie odpowiadającym

maksymalnemu wykorzystaniu ich potencjału produkcyjnego [6].

Zwiększenie mocy umownej jest bezpłatne, gdy nie wiąże się z modernizacją linii

zasilającej, układów pomiarowych czy bezpieczników. Jeżeli odbiorca dokonuje

zmniejszenia mocy, w rozliczeniach za świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej

składnik stały stawki sieciowej zwiększa się o 10 % dla całego okresu objętego korektą.

Jeżeli w umowie nie zapisano inaczej, dystrybutor ma na dokonanie zmiany mocy

umownej:

1 miesiąc dla odbiorców II i III grupy przyłączeniowej (grupa II – podmioty

przyłączone do sieci o napięciu znamionowym 110 kV, grupa III – podmioty

przyłączone do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, lecz niższym

niż 110 kV) ,

2 miesiące dla odbiorców IV i V grupy przyłączeniowej (grupa IV – podmioty

przyłączone do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy

przyłączeniowej większej niż 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia

przedlicznikowego większym niż 63 A, grupa V – podmioty przyłączone do sieci

o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie

większej niż 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie

większym niż 63 A).


Zwiększenie mocy umownej nie oznacza przebudowy linii zasilającej, jeżeli moc

jest zwiększana w granicach możliwości technicznych tej linii. Jeśli jednak planujemy

zwiększyć moc ponad możliwości techniczne linii, do której jesteśmy przyłączeni, to taka

modernizacja jest konieczna [5,7].

3.2. Taryfy dla energii elektrycznej oraz dla usług dystrybucji energii elektrycznej

Taryfa dla energii elektrycznej zawiera rodzaje i wysokość, a także warunki

stosowania:

1) Cen za energię elektryczną czynną.

2) Stawek opłat handlowych jako stały składnik ceny.

3) Bonifikat za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi klientów [8].

Taryfa dla usług dystrybucji energii elektrycznej określa m.in.:

1) Grupy taryfowe i szczegółowe kryteria kwalifikowania odbiorców do tych grup.

2) Sposób ustalania opłat za przyłączenie do sieci Operatora, zaś w przypadku

przyłączenia do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV także

ryczałtowe stawki opłat.

3) Stawki opłat za świadczenie usługi dystrybucji i warunki ich stosowania,

z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z:

dystrybucji energii elektrycznej (składniki zmienne i stałe stawki sieciowej),

korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego (stawki jakościowe),

odczytywania wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich bieżącej

kontroli (stawki abonamentowe),

przedterminowego rozwiązania kontraktów długoterminowych (stawki opłaty

przejściowej).

4) Sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii

elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców.

5) Sposób ustalania opłat za: ponadumowny pobór energii biernej, przekroczenie

mocy umownej, nielegalny pobór energii elektrycznej [5].


Taryfy mają na celu:

1) Stymulowanie korzystnego z punktu widzenia dostawcy użytkowania energii

elektrycznej (wyrównywanie obciążeń, przemieszczanie zapotrzebowania do stref

niższych cen).

2) Zapewnienie dostawcy przychodów umożliwiających realizację niezbędnego

programu inwestycyjnego.

3) Przeciwdziałanie marnotrawstwu i nadmiernemu zużyciu.

4) Informowanie odbiorców o tendencjach zmian kosztów wytwarzania, przesyłania

i dystrybucji energii elektrycznej.

5) Harmonizowanie interesów dostawców i odbiorców.

Powyższe zadania taryf można sprowadzić do dwóch zasadniczych funkcji:

informacyjnej i zasileniowej (dochodowej). Informacyjna funkcja taryfy przejawia się tym,

że informuje ona podmioty gospodarcze i ludność (odbiorców) o alternatywach wyboru

i jest dla nich parametrem do przeprowadzenia rachunku wyboru ekonomicznego. Pokrywa

się więc ona z funkcją narzędzia rachunku ekonomicznego oraz narzędzia oddziaływania

na racjonalne i oszczędne zużycie energii elektrycznej. Funkcja dochodowa (zasileniowa)

taryfy polega natomiast na zapewnieniu przedsiębiorstwom elektroenergetycznym

przychodów pokrywających z pewną nadwyżką koszty własnej działalności. Nadwyżka

akumulacyjna stanowi bowiem podstawowe źródło finansowania inwestycji [9].

3.3. Taryfy PGE Obrót S.A oraz PGE Dystrybucja S.A. Oddział Lublin

W niniejszej pracy omówione zostaną następujące taryfy PGE Dystrybucja S.A.

Oddział Lublin oraz PGE Obrót S.A. Oddział Lublin:

1) Dla odbiorców zasilanych z sieci SN – taryfy B21, B22, B23, B24.

2) Dla odbiorców zasilanych z sieci nN – taryfy C21, C22a, C22b, C23, C24.


Tabela 3.1

Kryteria kwalifikowania odbiorców do grup taryfowych wg [5]

Grupy

taryfowe

Kryteria kwalifikowania odbiorców do grup taryfowych

B21

B22

B23

B24

Zasilanych z sieci elektroenergetycznych średniego napięcia o mocy umownej

większej od 40 kW, z rozliczeniem za świadczoną usługę dystrybucji

odpowiednio:

B21 – jednostrefowym,

B22 – dwustrefowym (strefy: szczyt, pozaszczytowa),

B23 – trójstrefowym (strefy: szczyt przedpołudniowy, szczyt popołudniowy,

pozostałe godziny doby),

B24 – czterostrefowym (strefy: szczyt przedpołudniowy, szczyt popołudniowy,

pozostałe godziny doby, dolina obciążenia).

C21

C22a

C22b

C23

C24

Zasilanych z sieci elektroenergetycznych niskiego napięcia o mocy umownej

większej od 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia

przedlicznikowego w torze prądowym większym od 63 A, z rozliczeniem za

świadczoną usługę dystrybucji odpowiednio:

C21 – jednostrefowym,

C22a – dwustrefowym (strefy: szczyt, pozaszczytowa),

C22b – dwustrefowym (strefy: dzienna, nocna),

C23 – trójstrefowym (strefy: szczyt przedpołudniowy, szczyt popołudniowy,

pozostałe godziny doby).

C24 – czterostrefowym (strefy: szczyt przedpołudniowy, szczyt popołudniowy,

pozostałe godziny doby, dolina obciążenia).


Grupa taryfowa B21 oraz C21 posiada jedną strefę czasową całodobową w ciągu

całego roku. Inne grupy taryfowe mają zróżnicowane strefy czasowe. Strefy czasowe

stosowane w rozliczeniach z odbiorcami według grup taryfowych B22, C22a przedstawia

poniższa tabela:

Tabela 3.2

Strefy czasowe stosowane w grupach taryfowych B22 oraz C22a wg [5]

Miesiące Strefa szczytowa Strefa pozaszczytowa

Styczeń 8:00 – 11:00, 16:00 – 21:00 11:00 – 16:00, 21:00 – 8:00

Luty 8:00 – 11:00, 16:00 – 21:00 11:00 – 16:00, 21:00 – 8:00

Marzec 8:00 – 11:00, 18:00 – 21:00 11:00 – 18:00, 21:00 – 8:00

Kwiecień 8:00 – 11:00, 19:00 – 21:00 11:00 – 19:00, 21:00 – 8:00

Maj 8:00 – 11:00, 20:00 – 21:00 11:00 – 20:00, 21:00 – 8:00

Czerwiec 8:00 – 11:00, 20:00 – 21:00 11:00 – 20:00, 21:00 – 8:00

Lipiec 8:00 – 11:00, 20:00 – 21:00 11:00 – 20:00, 21:00 – 8:00

Sierpień 8:00 – 11:00, 20:00 – 21:00 11:00 – 20:00, 21:00 – 8:00

Wrzesień 8:00 – 11:00, 19:00 – 21:00 11:00 – 19:00, 21:00 – 8:00

Październik 8:00 – 11:00, 18:00 – 21:00 11:00 – 18:00, 21:00 – 8:00

Listopad 8:00 – 11:00, 16:00 – 21:00 11:00 – 16:00, 21:00 – 8:00

Grudzień 8:00 – 11:00, 16:00 – 21:00 11:00 – 16:00, 21:00 – 8:00


Strefy czasowe stosowane w rozliczeniach z odbiorcami według grupy taryfowej

C22b przedstawia poniższa tabela:

Tabela 3.3

Strefy czasowe stosowane w grupie taryfowej C22b wg [5]

Miesiące Strefa dzienna Strefa nocna

Od 1 stycznia do 31 grudnia 6:00 – 21:00 21:00 – 6:00

Strefy czasowe stosowane w rozliczeniach z odbiorcami według grup taryfowych B23,

C23 przedstawia poniższa tabela:

Tabela 3.4

Strefy czasowe stosowane w grupach taryfowych B23 oraz C23 wg [5]

Strefa doby

Okres czasowy

Lato

(od 1 kwietnia

do 30 września)

Zima

(od 1 października

do 31 marca)

szczyt przedpołudniowy 7:00 – 13:00

7:00

– 13:00

szczyt popołudniowy 19:00 – 22:00 16:00 – 21:00

pozostałe godziny doby*

13:00 – 19:00

22:00 – 7:00

13:00 – 16:00

21:00 – 7:00

*Jeżeli rozliczeniowe urządzenia pomiarowe na to pozwalają, dni ustawowo wolne od

pracy, soboty i niedziele zaliczane są (cała doba) do strefy trzeciej (pozostałe godziny

doby).


Strefy czasowe stosowane w rozliczeniach z odbiorcami według grup taryfowych B24,

C24 przedstawia poniższa tabela:

Tabela 3.5

Strefy czasowe stosowane w grupach taryfowych B24 oraz C24 wg [5]

Strefa doby

Okres czasowy Od 1 stycznia do 31 marca

i od 1 października do

31 grudnia

Od 1 kwietnia do

31maja i od 1 sierpnia

do 30 września

Od 1 czerwca

do 31 lipca

szczyt

przedpołudniowy 7:00 – 13:00 7:00 – 13:00 7:00 – 13:00

szczyt popołudniowy 16:00 – 21:00 19:00 – 22:00 21:00 – 22:00

godziny doliny

obciążenia* 1:00 – 5:00 1:00 – 5:00 1:00 – 5:00

pozostałe godziny doby

5:00 – 7:00

13:00 – 16:00

21:00 – 1:00

5:00 – 7:00

13:00 – 19:00

22:00 – 1:00

5:00 – 7:00

13:00 – 21:00

22:00 – 1:00

Sobota

godziny doliny obciążenia* 1:00-5:00

pozostałe godziny doby

5:00-1:00

Niedziela

godziny doliny

Obciążenia*

cała doba

*Jeżeli rozliczeniowe urządzenia pomiarowe na to pozwalają - święta zaliczane są (cała

doba) do strefy trzeciej (godziny doliny obciążenia).

Taryfy są opracowywane w standardowej formie. Nie uwzględniają specyfiki

poboru mocy i energii przez konkretnego odbiorcę. Stosowanie w takiej sytuacji

niedobranej taryfy nie jest korzystne dla odbiorcy. Należy dążyć do zawarcia umów, które

będą uwzględniały specyfikę zakładu i branży. Doboru właściwej taryfy dokonuje się po

analizie rozkładu obciążeń, dobowego, tygodniowego i rocznego. Nierzadko dobór jest

poprzedzony zmianami organizacyjnymi w firmie, prowadzącymi do ustalenia

kompromisu pomiędzy technologią produkcji, a kosztem energii elektrycznej [10].


n

3.4. Opłaty za pobraną energię elektryczną oraz za usługi dystrybucji

Opłatę za pobraną energię elektryczną czynną w okresie rozliczeniowym oblicza

się według następującej zależności:

A

n

i

iiE OECO 1

)( (4)

gdzie:

EO – opłata za pobraną energię elektryczną;

iC – cena energii elektrycznej w strefie czasowej i ;

iE – ilość pobranej energii elektrycznej w strefie czasowej i ;

n – ilość stref czasowych;

AO – opłata abonamentowa [8].

Opłatę za świadczenie usług dystrybucji dla określonego odbiorcy, zasilanego

z danego poziomu napięć znamionowych, oblicza się według wzoru:

n

i

ADSJiDZiUOPUDSD OESESPSPSO1

)( (5)

gdzie:

DO – opłata za usługi dystrybucji;

DSS – składnik stały stawki sieciowej;

UP – moc umowna określona dla danego odbiorcy;

OPS – stawka opłaty przejściowej;

DZiS – składnik zmienny stawki sieciowej dla strefy czasowej i ;

iE – ilość energii pobranej przez odbiorcę w strefie czasowej i ;

SJS – stawka jakościowa;

E – ilość energii elektrycznej zużytej przez odbiorcę;

ADO – opłata abonamentowa dystrybucyjna;

n – ilość rozliczeniowych stref czasowych [5].


Opłata dystrybucyjna stała – zawiera koszty stałe związane z funkcjonowaniem

sieci, jest niezależna od ilości pobranej energii; zawiera m.in. koszty utrzymania sieci,

remonty, płace załogi, podatki.

Opłata dystrybucyjna zmienna – zawiera koszty zmienne związane

z funkcjonowaniem sieci, jest zależna od ilości pobranej energii, są to m.in. koszty strat,

które dystrybutorzy ponoszą podczas przesyłania energii.

Opłata przejściowa – wprowadzona ustawą z dn. 29.06.2007 r. o zasadach

pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym

rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, w gruncie

rzeczy to rekompensata dla producentów za rozwiązanie w/w umów. Stawki opłaty

przejściowej dla gospodarstw domowych kalkulowane są w zależności od rocznego

zużycia energii.

Opłata jakościowa – jest opłatą zmienną i pokrywa koszty utrzymania równowagi

systemu elektroenergetycznego.

Opłata abonamentowa – pokrywa koszty obsługi klienta, czyli. np. koszty

wystawienia rachunku i jego dostarczenia, systemu komputerowego do obsługi klienta,

odczyty i kontrole licznika [11].


Tabela 3.6

Stawki opłat stosowane w grupach taryfowych B21-B24 wg [5,8]

Stawki opłat netto Jedn.

Grupy taryfowe

B21 B22 B23 B24

Cena za energię elektryczną czynną

zł/MWh

– całodobowa 286,90

– szczytowa 354,30

– pozaszczytowa 257,40

– w szczycie przedpołudniowym 326,00 326,00

– w szczycie popołudniowym 389,10 503,80

– w strefie godzin doliny obciążenia 201,20

– w pozostałych godzinach doby 248,20 263,20

Stawka opłaty handlowej zł/m-c 150,00 300,00 600,00

Stawki opłat za usługi dystrybucji:

Składnik stały stawki sieciowej zł/MW/m-c 10 600,00 10 700,00 10 700,00 10 650,00

Stawka opłaty przejściowej zł/kW/m-c 2,63

Składnik zmienny stawki sieciowej:

– całodobowy

zł/MWh

107,71

– szczytowy 148,73

– pozaszczytowy 57,57





Stawka jakościowa zł/MWh 6,47

Stawka opłaty abonamentowej zł/m-c 38,50 44,00 55,00 55,00


Tabela 3.7

Stawki opłat stosowane w grupach taryfowych C21-C24 wg [5,8]

Stawki opłat netto

Jedn.

Grupy taryfowe

C21 C22a C22b C23 C24

Cena za energię elektryczną czynną

zł/MWh

– całodobowa 318,30

– szczytowa 403,90

– pozaszczytowa 283,50

– dzienna

343,10

– nocna 261,50





Stawka opłaty handlowej zł/m-c 60,00 70,00 150,00 300,00

Stawki opłat za usługi dystrybucji:

Składnik stały stawki sieciowej zł/MW/m-c 16 800,0 16 820,0 16 820,0 16 990,0 16 990,0

Stawka opłaty przejściowej zł/kW/m-c 1,06

Składnik zmienny stawki sieciowej:

– całodobowy

zł/MWh

147,00

– szczytowy 239,80

– pozaszczytowy 135,80

– dzienny 181,00

– nocny

24,00





Stawka jakościowa zł/MWh 6,50

Stawka opłaty abonamentowej zł/m-c 15,60 22,00 22,00 34,00 34,00


3.5. Zasada TPA i możliwość zmiany sprzedawcy energii

Zasada TPA, czyli zasada dostępu stron trzecich do sieci oznacza możliwość

korzystania przez klienta z sieci lokalnego dostawcy energii w celu dostarczenia energii

elektrycznej kupionej przez klienta u dowolnego sprzedawcy. Całkowite uwolnienie rynku

energii w Polsce nastąpiło 1 lipca 2007 r., zgodnie z harmonogramem z Tabeli 3.8.

W połowie 2007 r. miało miejsce rozdzielenie działalności handlowej i dystrybucyjnej

dotychczasowych Zakładów Energetycznych. Od tej chwili każdy klient na rynku energii

kupuje energię i usługę jej dostarczenia od dwóch różnych firm. Klient posiada swobodę

wyboru sprzedawcy energii, natomiast usługę dostarczania musi kupować od operatora

systemu dystrybucyjnego na terenie, którego jest zlokalizowany [12].

Tabela 3.8

Rozwój zasady TPA w polskiej elektroenergetyce w latach 2004-2007, wg [13]

Okres

Kryterium uprawnienia

(poziom rocznych

zakupów energii

elektrycznej),

GWh

Liczba odbiorców

uprawnionych

Całkowity roczny

zakup

energii przez

odbiorców

uprawnionych,

TWh

Liczba odbiorców

korzystających z TPA

(wg stanu na koniec

danego okresu)

1 I – 30 VI 2004 >1 ok. 6 000 53,0 64

1 VII – 31 XII 2004

wszyscy

z wyjątkiem gospodarstw

domowych

ok. 1,7 miliona 82,0 78

1 I – 31 XII 2005

wszyscy


domowych

ok. 1,7 miliona 78,0 35

1 I – 31 XII 2006

wszyscy


domowych

ok. 1,7 miliona 82,0 61

1 I – 30 VI 2007

wszyscy


domowych

ok. 1,7 miliona - 49

1 VII – Wszyscy ok. 16 milionów - 604


Odbiorca może kupować energię od wybranego przez siebie sprzedawcy na rynku

regulowanym lub rynku konkurencyjnym. Zatwierdzone przez Prezesa URE taryfy można

znaleźć na stronie: http://bip.ure.gov.pl/portal/bip/68/Energia_elektryczna.html.

W przypadku rynku konkurencyjnego odbiorca ma obowiązek prognozowania

zużycia energii elektrycznej oraz udziału w rynku bilansującym. W przypadku

gospodarstw domowych oraz odbiorców kupujących energię na rynku regulowanym,

konsekwencje niedokładnej prognozy poboru energii ponosi sprzedawca lub dystrybutor

energii. Klient końcowy płaci jedynie za pobraną energię oraz w przypadku odbiorców

niebędących gospodarstwami domowymi za przekroczenie zadeklarowanego poziomu

mocy umownej [14].

W skali kraju liczba odbiorców w gospodarstwach domowych, którzy zdecydowali

się skorzystać z prawa do zmiany sprzedawcy energii na koniec września 2011 r. wynosiła

6 933. Liczba odbiorców TPA wśród odbiorców z grup taryfowych A,B,C na koniec

września 2011 r. wynosiła 16 470 [15].

Dostarczanie energii może odbywać się na podstawie umowy zawierającej

postanowienia umowy sprzedaży i umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji

energii, zwanej dalej „umową kompleksową". Do zapewnienia świadczenia usługi

kompleksowej dla odbiorców niekorzystających z prawa wyboru sprzedawcy zobowiązany

jest sprzedawca z urzędu. Sprzedawców z urzędu wyłania Prezes Urzędu Regulacji

Energetyki w drodze przetargu. Naturalnymi sprzedawcami z urzędu zostały

przedsiębiorstwa dystrybucyjne wydzielone z istniejących Zakładów Energetycznych.

W przetargu mogą uczestniczyć przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje na

obrót energią elektryczną.

W ogłoszeniu o przetargu określa się:

zakres usług kompleksowych będących przedmiotem przetargu,

nazwę i siedzibę operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu

dystrybucyjnego oraz obszar, dla którego będzie wyłoniony sprzedawca z urzędu,

miejsce i termin udostępnienia dokumentacji przetargowej.

http://bip.ure.gov.pl/portal/bip/68/Energia_elektryczna.html


Ogłoszenie o przetargu Prezes Urzędu Regulacji Energetyki publikuje w Biuletynie

Urzędu Regulacji Energetyki. Określa on w dokumentacji przetargowej warunki, jakie

powinno spełniać przedsiębiorstwo energetyczne uczestniczące w przetargu, oraz

wymagania, jakim powinna odpowiadać oferta, a także kryteria oceny ofert.

W dokumentacji przetargowej mogą być określone warunki wykonywania działalności

gospodarczej w zakresie świadczenia usług kompleksowych przez sprzedawcę z urzędu.

Po wyłonieniu w drodze przetargu Prezes Urzędu Regulacji Energetyki dokonuje zmian

w koncesji udzielonej przedsiębiorstwu energetycznemu wyłonionemu na tego

sprzedawcę, określając w niej:

warunki wykonywania działalności gospodarczej w zakresie świadczenia usług

kompleksowych,

przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii

elektrycznej, będące operatorem systemu, do którego są przyłączeni odbiorcy

niekorzystający z prawa wyboru sprzedawcy.

Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii

elektrycznej jest zobowiązane do zawarcia ze sprzedawcą z urzędu umowy o świadczenie

usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w celu dostarczania energii

odbiorcy, któremu sprzedawca jest obowiązany zapewnić świadczenie usługi

kompleksowej. Odbiorca energii elektrycznej może zrezygnować z usługi kompleksowej

świadczonej przez sprzedawcę z urzędu. Odbiorca, który zrezygnuje z usługi

kompleksowej, zachowując przewidziany w umowie okres jej wypowiedzenia, nie może

być obciążony przez sprzedawcę z urzędu żadnymi dodatkowymi kosztami z tego tytułu.

Umowa, na podstawie której sprzedawca z urzędu dostarcza energię elektryczną odbiorcy

ulega rozwiązaniu z ostatnim dniem miesiąca następującego po miesiącu, w którym

oświadczenie tego odbiorcy dotarło do przedsiębiorstwa energetycznego. Odbiorca ten

może wskazać późniejszy termin rozwiązania umowy. Przedsiębiorstwo energetyczne

zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii stosując obiektywne i przejrzyste

zasady zapewniające równe traktowanie użytkowników systemu, umożliwia odbiorcy

energii przyłączonemu do jego sieci zmianę sprzedawcy energii. Wybrany sprzedawca

musi posiadać koncesję na obrót energią elektryczną wydaną przez Urząd Regulacji

Energetyki. Musi także mieć zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji energii

elektrycznej z operatorem systemu dystrybucyjnego, do którego sieci odbiorca ten jest

przyłączony [2].

http://pl.wikipedia.org/wiki/Energia_elektryczna


Procedura dla odbiorcy taryfowego zmieniającego sprzedawcę energii samodzielnie

wygląda następująco:

1. Odbiorca dokonuje wyboru sprzedawcy i zawiera umowę sprzedaży. Nowa umowa

sprzedaży powinna wejść w życie z dniem wygaśnięcia umowy sprzedaży

z dotychczasowym sprzedawcą - takie rozwiązanie gwarantuje ciągłość sprzedaży.

2. Odbiorca wypowiada obowiązującą dotychczas umowę sprzedaży. W przypadku

pierwszej zmiany odbiorca wypowiada zazwyczaj tzw. umowę kompleksową, czyli

obejmującą zarówno warunki sprzedaży energii elektrycznej, jak i świadczenia usługi

dystrybucji.

3. Odbiorca zawiera umowę o świadczenie usługi dystrybucji. Po wypowiedzeniu umowy

kompleksowej, oprócz nowej umowy sprzedaży z wybranym sprzedawcą, odbiorca

zawiera z operatorem systemu dystrybucyjnego umowę o świadczenie usług

dystrybucji. Umowa ta wchodzi w życie z dniem rozwiązania umowy kompleksowej.

Istotne jest, że nową umowę o świadczenie usługi dystrybucji odbiorca może zawrzeć

na czas nieokreślony. W takim przypadku nie jest konieczne wypowiadanie i ponowne

jej zawieranie przy kolejnych zmianach sprzedawców.

4. Odbiorca informuje operatora systemu dystrybucyjnego o zawarciu umowy sprzedaży

z nowym sprzedawcą. Zgłoszenie odbywa się z wykorzystaniem formularza

udostępnianego przez operatora systemu dystrybucyjnego (m.in. na stronie

internetowej operatora).

5. Ewentualne dostosowanie układów pomiarowo-rozliczeniowych. W zależności od

wielkości zużycia energii zmiana sprzedawcy może wymagać dostosowania układu

pomiarowo – rozliczeniowego (licznika). Koszty dostosowania układu ponosi

właściciel układu, którym w przypadku odbiorców w gospodarstwie domowym jest

operator systemu dystrybucyjnego.

6. Odczyt licznika i rozliczenie końcowe z dotychczasowym sprzedawcą. W przypadku

liczników bez transmisji danych odczyt taki może być opóźniony, ale nie powinien

nastąpić później niż w ciągu 5 dni roboczych po zmianie sprzedawcy. Stan licznika na

dzień zmiany sprzedawcy operator przekazuje dotychczasowemu oraz nowemu

sprzedawcy - na tej podstawie dokonywane jest rozliczenie końcowe.


W przypadku, gdy odbiorca udziela pełnomocnictwa nowemu sprzedawcy

procedura zmiany sprzedawcy wygląda następująco:

1. Odbiorca dokonuje wyboru sprzedawcy i zawiera umowę sprzedaży. W tym kroku

odbiorca upoważnia nowego sprzedawcę do reprezentowania go przed operatorem

systemu dystrybucyjnego oraz przed dotychczasowym sprzedawcą. W tym przypadku

nowy sprzedawca - w imieniu odbiorcy - dokonuje niezbędnych formalności tj.

wypowiada umowę dotychczasowemu sprzedawcy, zawiera (o ile to konieczne)

umowę o świadczenie usług dystrybucji z operatorem systemu dystrybucyjnego.

2. Odczyt licznika i rozliczenie końcowe z dotychczasowym sprzedawcą [16].

Umowa sprzedaży powinna zawierać co najmniej postanowienia określające:

miejsce dostarczenia energii do odbiorcy i ilość energii w podziale na okresy umowne,

moc umowną oraz warunki wprowadzania jej zmian, cenę lub grupę taryfową stosowane

w rozliczeniach i warunki wprowadzania zmian tej ceny i grupy taryfowej, sposób

prowadzenia rozliczeń, wysokość bonifikaty za niedotrzymanie standardów jakościowych

obsługi odbiorców, odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, okres

obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania;

Umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii powinna zawierać,

co najmniej postanowienia określające: moc umowną i warunki wprowadzania jej zmian,

ilość przesyłanej energii w podziale na okresy umowne, miejsca dostarczania energii do

sieci i ich odbioru z sieci, standardy jakościowe, warunki zapewnienia niezawodności

i ciągłości dostarczania energii, stawki opłat lub grupę taryfową stosowane w rozliczeniach

oraz warunki wprowadzania zmian tych stawek i grupy taryfowej, sposób prowadzenia

rozliczeń, parametry techniczne energii oraz wysokość bonifikaty za niedotrzymanie tych

parametrów oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców, odpowiedzialność stron za

niedotrzymanie warunków umowy oraz okres obowiązywania umowy i warunki jej

rozwiązania [2].

Urząd Regulacji Energetyki opracował przykładową dokumentację przetargową,

z której korzystać mogą odbiorcy instytucjonalni przy zakupie energii elektrycznej dla

potrzeb budynków użyteczności publicznej i komunalnych, szkół i przedszkoli, przychodni

lekarskich, itp. Można ją znaleźć na stronie:

http://maszwybor.ure.gov.pl/portal/or/35/62/Dla_odbiorcow_przemyslowych_i_instytucjo

nalnych.html

http://maszwybor.ure.gov.pl/portal/or/35/62/Dla_odbiorcow_przemyslowych_i_instytucjonalnych.html

http://maszwybor.ure.gov.pl/portal/or/35/62/Dla_odbiorcow_przemyslowych_i_instytucjonalnych.html


Na terenie województwa lubelskiego działa jeden operator systemu

dystrybucyjnego (OSD) – PGE Dystrybucja S.A. Oddział Lublin oraz 44 sprzedawców

energii działających na terenie OSD [17,18].

Rysunek 1. Obszar działania PGE Dystrybucja S.A. Oddział Lublin wg [18]

Tabela 3.9

Sprzedawcy energii działający na terenie PGE Dystrybucja S.A. Oddział Lublin wg [18]

Lp. Sprzedawcy energii Adres Kontakt

1. 3 WINGS Sp. z o.o. ul. Abrahama 1 a

80-307 Gdansk

Tel.: 58 346 12 34

Fax: 58 346 12 84

www.3wings.biz

2. Alpiq Energy SE Al. Armii Ludowej 26

00-609 Warszawa

Tel.: 22 579-65-25

Fax: 22 579-65-22

www.alpiq.pl

3. Centrozap S.A. ul. Paderewskiego 32 C

40-282 Katowice

Tel. 32 78 29 700

Fax: 32 78 29 701

www.centrozap.eu

4. CEZ Trade Polska Sp. z o.o. Rondo ONZ 1

00-124 Warszawa

Tel.: 22 544-94-60

Fax: 22 544-94-66

www.cezpolska.pl

5. Dalkia Polska S.A. ul. Mysia 5

00-496 Warszawa

Tel. 22 433 17 00

Fax: 22 433 17 01

www.dalkia.pl

6. ELEKTRIX Sp. z o.o. ul. Krasickiego 19 lok 1

02-611 Warszawa

Tel. 22 844 71 33,

Fax: 22 844 17 65

www.elektrix.com.pl



7. Elektrociepłownia Andrychów Sp. z

o.o.

ul. Krakowska 83

34-120 Andrychów

Tel.: 033 875 64 88

Fax: 033 875 64 87

www.ecandrychow.pl

8. GDF SUEZ Energia Polska S.A. ul. Zawada 26

28-230 Połaniec

Tel.: 15 865-67-01

Fax: 15 865-66-88

www.gdfsuez-energia.pl

9. ENEA S.A. ul. Nowowiejskiego 11

60-967 Poznań

Tel.: 61 856 10 00

Fax: 61 856 11 17

www.enea.pl

10. ENERGA - Obrót S.A. ul. Mikołaja Reja 29

80-870 Gdańsk

Tel.: 58 526 89 00

Fax: 58 347 38 08

www.energa.pl

11. Energia Dla Firm Sp. z o.o. ul. Domaniewska 37

02-672 Warszawa

Tel.: 48 670 42 42

Fax: 22 257 88 71

www.energia-dla-firm.pl

12. Everen Sp z o.o. ul. Podmiejska

44-207 Rybnik

Tel.: 32 739 61 11

Fax: 32 739 62 39

www.everen.pl

13. Fiten S.A. ul. Ligocka 103,

40-568 Katowice

Tel.: 32 775 94 63

Fax: 32 775 94 65

www.fiten.pl

14. JES Energy Sp. z o.o. ul. Poleczki 23

02-822 Warszawa

Tel.: 22 335-22-00

Fax: 22 335-22-02

www.jes-energy.com.pl

15. KOPEX S.A. ul. Grabowa 1

40-172 Katowice

Tel.: 32 604 70 00

Fax: 32 604 71 00

www.lopex.com.pl

16. Lumius Polska Sp. z o.o. ul. Armii Krajowej 220

43-316 Bielsko-Biała

Tel.: 33 822 44 44

Fax: 33 813 82 71

www.lumius.cz/pl/kontakt.php

17. METRO Group Energy Production Sp.

z o.o.

Al. Krakowska 61

02-182 Warszawa

Tel.: 22 500 01 42

Fax: 500-01-48

www.metrogroup.pl

18. Nida Media Sp. z o.o. ul. Leszcze 15

28-400 Pińczów

Tel.: 41 35 78 386

Fax: 41 35 78 777

www.nidamedia.com.pl

19. PGE - ELECTRA S.A. ul. Mysia 2

00-496 Warszawa

Tel.: 22 340 25 06

Fax: 22 340 20 96

www.pgesa.pl

20. PGE Górnictwo i Energetyka

Konwencjonalna S.A.

ul. 1-go Maja 63

97-400 Bełchatów

Tel.: 44 733 85 20

Fax: 44 733 85 19

www.pgegiek.pl

21. PGE Obrót S.A. ul. 8-go Marca 6

35-959 Rzeszów

Tel.: 17 865 60 00

Fax: 17 865 65 66

www.pge-obrot.pl

http://www.metrogroup.pl/



22. PGNiG Energia S.A. ul. M. Kasprzaka 25

01-224 Warszawa

Tel.: 22 589 44 25

www.energia.pgnig.pl

23. PKP Energetyka S.A. ul. Hoża 63/67

00-681 Warszawa

Tel.: 22 474 19 00

Fax: 22 474 14 79

www.pkpenergetyka.pl

24. POWERPOL Sp. z o.o. ul. Inżynierska 3

55-221 Jelcz-laskowice

25. Przedsiębiorstwo Energetyczne "ESV"

S.A.

ul. Polna 12

55-011 Siechnice

Tel.: 71 311 39 13,

71 311 39 11

Fax. 71 311 39 12

www.esv.pl

26. RWE Polska S.A. ul. Wybrzeże

Kościuszkowskie 41

00-347 Warszawa

Tel.: 22 821 31 11

Fax: 22 821 41 05

www.rwe.pl

27. Slovenske Elektrarne a.s. Slovenské

elektrárne, a.s.

Mlynské nivy 47

821 09 Bratislava 2

Slovenská republika

Tel.: +421 2 5866 1111

Fax: +421 2 5341 7525

www.seas.sk

28. TAURON Sprzedaż Sp. z o.o. ul. Łagiewnicka 60

30-417 Kraków

Fax: 12 265 41 05

www.tauron-pe.pl

29. TELEZET S.A. ul. Żelazna 6

76-200 Słupsk

Tel.: 22 213 13 50

Fax: 22 213 13 53

www.telezet.pl

30. Vattenfall Sales Poland Sp. z o.o. ul. Barlickiego 2

44-100 Gliwice

Tel.: 32 303 55 01

Fax: 32 303 55 02

www.vattenfall.pl

31. Zakład Elektroenergetyczny ELSEN

S.A.

ul. Koksowa 11

42-202 Częstochowa

Tel.: 34 371-08-01

Fax: 34 371-08-02

www.elsen.pl

32. ZOMAR S.A. ul. Stanisława Moniuszki 3

22-100 Chełm

Tel.: 82 562 20 00

Fax: 82 562 20 20

www.zomar.com.pl

33. Energetyczne Centrum S.A. ul. Młodzianowska 75F

26-600 Radom

www.energetycznecentrum.pl

34. Kri Marketing and Trading S.A. ul. Serdeczna 8

Wysogotowo

62-081 Przeźmierowo

Tel.: 61 664 18 60

Fax: 61 664 18 51

www.kri.pl

35. IBERDROLA GENERACION S.A.U. Cardenal Gardogui 8

Bilbao Hiszpania

Tel.: +34 944 151 411

Fax: +34 944 154 579

www.iberdrola.com

36. CORRENTE Sp. z o.o. ul. Konotopska 4

05-850 Ożarów

Mazowiecki

37. KI ENERGY TRADING POLSKA

S.A.

ul. Krucza 24/26

00-526 Warszawa

http://www.iberdrola.com/



38. Telepolska Sp. z o.o. Al. Jerozolimskie 123A

02-017 Warszawa

Tel.: +48 (22) 397 33 00

Fax: +48 (22) 397 33 99

www.telepolska.pl

39. Tradea Sp. z o.o. ul. Św. Jana 6 lok. 11

42-217 Częstochowa

40. ERGO SWISS Sp. z o.o. ul. J.Kraszewskiego 3/9

81-815 Sopot

41. EGL AG Dietikon Szwajcaria,

Lerzenstrasse 10

CH - 8953 Dietikon

Tel.: +41 44 749 41 41

Fax: +41 44 749 43 33

www.egl.eu

42. AGRAM S.A. ul. Mełgiewska 104

20-234 Lublin

Tel.: 81 445 25 15

Fax: 81 445 25 20

www.agram.pl

43. ATEL Polska Sp. z o.o. Al. Armii Ludowej 26

00-609 Warszawa

Tel.: 22 579 65 25

www.atel-polska.pl

44. Ukrenergy Trade Sp. z o.o. Al. Jerozolimskie 29 lok. 2

00-508 Warszawa

Tel.: 22 622 06 37

Fax: 22 628 96 45

www.korleainvest.com

Energia elektryczna na rynku konkurencyjnym może być kupowana od dowolnego

sprzedawcy, czyli bezpośrednio od wytwórcy, od spółki obrotu, na giełdzie energii lub za

pośrednictwem którejś z internetowych platform obrotu energią. Ceny i warunki zakupu

energii są indywidualnie ustalone pomiędzy klientem, a sprzedawcą lub wynikają z zasad

jej zakupu (zakup na giełdzie energii lub za pośrednictwem internetowych platform

obrotu).

Umowy zakupu energii na rynku konkurencyjnym (kontraktowym) określają ilości

energii, która zostanie pobrana w poszczególnych godzinach kolejnych dni, których

dotyczy umowa. Ilości energii potrzebnej odbiorcom w każdej godzinie określane są na

podstawie sporządzanych przez nich prognoz zapotrzebowania na energię. Można

powiedzieć, że odbiorcy ci „zamawiają” w ten sposób z wyprzedzeniem potrzebną dla

siebie ilość energii. Odbiorcy płacą za zakupioną (zamówioną) energię bez względu na to,

jaką jej część faktycznie wykorzystają.

Gdy sporządzona prognoza okaże się nietrafna, w chwili faktycznego poboru

energii odbiorca końcowy znajdzie się w sytuacji:

jej braku (tzw. „niedokontraktowanie”)

lub posiadania nadwyżki kupionej wcześniej energii (tzw. „przekontraktowanie”)

http://www.korleainvest.com/


Zarówno w jednym, jak i drugim przypadku odbiorca końcowy nie zostanie

oczywiście pozbawiony dostawy energii, a z pomocą przyjdzie mu obowiązkowy udział

w rynku bilansującym. W pierwszym przypadku, brakująca ilość energii zostanie przez

niego dokupiona na rynku bilansującym. Analogicznie w sytuacji przekontraktowania,

nadwyżka kupionej energii musiała być odsprzedana na tymże samym rynku bilansującym

[19].

Jeśli odbiorca korzystający z zasady TPA powierza bilansowanie swojego

zapotrzebowania operatorowi sieci rozdzielczej, do której jest przyłączony, wówczas musi

zawrzeć z lokalnym OSD umowę o świadczenie usług dystrybucyjnych oraz umowę

określającą zasady bilansowania. Umowa ta powinna zawierać sposób:

1) Określania niezbilansowania energii elektrycznej oraz jego rozliczania

odpowiednio według:

grafiku indywidualnego przedstawiającego zbiór danych o planowanej realizacji

umowy sprzedaży energii elektrycznej oddzielnie dla poszczególnych okresów

rozliczeniowych centralnego mechanizmu bilansowania handlowego, zwanego

„grafikiem handlowym”,

standardowego profilu zużycia (rzeczywistego poboru energii elektrycznej, czyli

w oparciu o zbiór danych o przeciętnym zużyciu energii elektrycznej

w poszczególnych godzinach doby przez grupę odbiorców końcowych:

nieposiadających urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych umożliwiających rejestrację

danych, o zbliżonej charakterystyce poboru energii elektrycznej, zlokalizowanych

na obszarze działania danego operatora systemu dystrybucyjnego) oraz rzeczywiście

pobranej energii elektrycznej.

2) Zgłaszania grafików handlowych [2].


3.6. Rynek bilansujący

Działając bezpośrednio na rynku bilansującym odbiorca z TPA musi podjąć

następujące działania:

grafikować zawarte kontrakty bilateralne na każdą godzinę doby handlowej,

składać oferty na giełdach energii, jeśli w nich uczestniczy,

przekazywać Operatorowi Systemu Przesyłowego (OSP) do godziny 10 dnia

poprzedzającego dostawę grafiki kontraktów bilateralnych i transakcji giełdowych,

dokonywać rozliczeń zakupionej energii z dostawcami, pośrednikami, giełdami

energii i OSP [20].

Działania realizowane na rynku bilansującym dzielą się na trzy zasadnicze grupy:

zgłaszanie umów sprzedaży energii elektrycznej do fizycznej realizacji, planowanie

i prowadzenie ruchu w krajowym systemie elektroenergetycznym oraz rozliczenia

transakcji bilansujących.

Zgłaszanie umów sprzedaży energii. Zgłaszanie umów sprzedaży energii

elektrycznej do fizycznej realizacji polega na przesłaniu przez podmioty działające na

rynku do operatora systemu przesyłowego danych handlowych dotyczących zawartych

umów oraz danych technicznych określających warunki ich realizacji. Forma, zakres oraz

czas przekazania danych jest ściśle określony. Samo przekazanie informacji jest

równoznaczne ze złożeniem zobowiązania do podjęcia stosownych działań w celu

wywiązania się ze zobowiązań, w zakresie określonym w zgłoszeniu. Informacje

przekazywane w zgłoszeniu dotyczą dwóch grup danych: danych handlowych, w zakresie

zgłoszenia umowy sprzedaży energii, oraz danych handlowo-technicznych, w zakresie

warunków technicznych realizacji tej umowy. Przesyłane informacje dotyczą możliwości

zmiany ilości dostarczanej energii, które określają warunki uczestnictwa danego podmiotu

w usuwaniu ograniczeń systemowych. Te ostatnie dane stanowią zgłoszenie oferty

bilansującej danego podmiotu. Dane przekazywane w zgłoszeniach mają postać

zbilansowanych godzinowych grafików handlowych lub grafików handlowo-technicznych.

Szczegółową postać, tryb i harmonogram zgłaszania danych określa Regulamin rynku

bilansującego. Elektroniczne standardy wymiany informacji są zdefiniowane w systemie

wymiany informacji na rynku energii (WIRE).


Po otrzymaniu zgłoszenia operator systemu przesyłowego dokonuje weryfikacji

przysłanych danych. Weryfikacja polega m.in. na sprawdzeniu danych pod względem

zgodności z zapisami umowy przesyłowej oraz zgodności zgłoszenia oferty bilansującej ze

zgłoszeniem umowy sprzedaży energii. Zweryfikowane i przyjęte dane są wykorzystywane

w ramach procedur planowania i prowadzenia ruchu.

Planowanie i prowadzenie ruchu. Proces planowania i prowadzenia ruchu

obejmuje tworzenie planów koordynacyjnych, tworzenie bilansów techniczno-handlowych

oraz operatywne prowadzenie ruchu.

Plany koordynacyjne, tworzone na podstawie planów technicznych oraz planów

handlowo-technicznych, zawierają plan pracy systemu elektroenergetycznego w ustalonym

okresie. Plany techniczne obejmują bilanse mocy, bilanse zdolności przesyłowych oraz

bilanse usług systemowych opracowane przez odpowiednich operatorów systemów.

Z jednej strony plany te obejmują zdolności źródeł wytwórczych oraz zdolności

przesyłowe sieci, a z drugiej strony określają prognozowane zapotrzebowanie na energię

oraz usługi niezbędne do jej przesłania. Plany techniczne są wykonywane przez operatora

systemu przesyłowego oraz operatorów systemów rozdzielczych na podstawie własnych

danych oraz danych pozyskanych od podmiotów, których urządzenia lub instalacje są

przyłączone do sieci odpowiedniego operatora. Plany handlowo-techniczne określają

zapotrzebowanie odbiorców na energię oraz sposoby jego pokrycia na podstawie

zawartych umów handlowych. Plany koordynacyjne są tworzone dla różnych okresów,

m.in. roku, miesiąca czy doby. Bilanse techniczno-handlowe mają na celu identyfikację

zmian i odchyleń od planów koordynacyjnych. Bilanse te są uproszczonymi

i uaktualnionymi wersjami planów koordynacyjnych.

W procesie prowadzenia ruchu zasadnicze znaczenie mają: tzw. plan

koordynacyjny dobowy oraz bieżący plan koordynacyjny dobowy. Pierwszy z nich jest

tworzony przez operatora systemu przesyłowego na każdą godzinę doby handlowej

w dobie ją poprzedzającej. Plan ten jest przygotowywany za pomocą algorytmu rozdziału

obciążeń. W ramach algorytmu jest uwzględniana aktualna wiedza operatora systemu

przesyłowego w zakresie dyspozycyjności i możliwości regulacyjnych poszczególnych

jednostek wytwórczych, prognozowanego zapotrzebowania na energię, wielkości

produkcji zdeterminowanej, wymiany międzynarodowej oraz ograniczeń systemowych.

Ograniczenia systemowe obejmują ograniczenia elektrowniane, ograniczenia sieciowe oraz

ograniczenia dotyczące rezerw mocy.


Drugi z wymienionych wcześniej planów koordynacyjnych - bieżący plan

koordynacyjny dobowy - jest tworzony w dobie handlowej dla potrzeb prowadzenia ruchu.

W jego ramach planowane godzinowe zapotrzebowanie mocy jest rozkładane na okresy

15-minutowe. Plan ten jest tworzony przy wykorzystaniu informacji uzyskiwanych

w czasie prowadzenia ruchu. Do wspomagania prowadzenia ruchu jest wykorzystywany

komputerowy system operatywnej współpracy z elektrowniami (SOWE). Stanowi on część

systemu informatycznego operatora systemu przesyłowego i pełni funkcje modułu

komunikacyjnego. Za pomocą tego systemu są również przekazywane dane niezbędne do

przeprowadzenia procesu rozliczeń.

Proces rozliczeń. Przedmiotem rozliczeń na rynku bilansującym jest energia

stanowiąca różnicę pomiędzy planowaną, a rzeczywistą ilością dostaw energii. Planowana

ilość dostaw energii wynika z umów sprzedaży zawartych w segmentach rynku energii

innych niż rynek bilansujący (np. rynek bilateralny, giełdy energii) oraz modyfikacji

wprowadzonych przez operatora systemu przesyłowego w fazie planowania pracy systemu

elektroenergetycznego. Rzeczywista ilość dostaw energii wynika z realizacji fizycznych

dostaw energii.

Rozliczenie energii bilansującej jest realizowane według następujących zasad:

wytwórca, który dostarczył energię w ilości większej niż planowana sprzedaje nadwyżkę

energii na rynek bilansujący. W przypadku dostawy mniejszej niż planowana wytwórca

kupuje na rynku bilansującym energię w ilości równej różnicy pomiędzy planowaną

i rzeczywistą ilością dostaw energii. Odbiorca, który odebrał energię w ilości większej niż

planowana kupuje nadwyżkę energii na rynku bilansującym. W przypadku odbioru

mniejszej ilości energii odbiorca sprzedaje energię na rynku bilansującym w ilości równej

różnicy pomiędzy planowaną i rzeczywistą ilością dostaw energii. Podstawą do rozliczenia

są godzinowe ceny energii na rynku bilansującym.

Realizacja rozliczeń polega na wykonaniu rozliczenia ilościowego i rozliczenia

wartościowego. W ramach rozliczenia ilościowego są wyznaczane ilości dostaw lub

odbioru energii z rynku bilansującego. W ramach rozliczenia wartościowego są

wyznaczane należności wynikające z dostaw lub odbioru energii. Okresem

rozliczeniowym jest dekada miesiąca kalendarzowego. Rozliczenia na rynku bilansującym

są realizowane w dwóch cyklach: cyklu dobowym i cyklu dekadowym.

W pierwszym z nich, na podstawie godzinowych wielkości rozliczeniowych, są

wyznaczane ilości energii bilansującej dostarczonej lub odebranej z rynku bilansującego

w ciągu danej doby oraz wynikające z tego należności. Celem tego cyklu rozliczeniowego


jest możliwie szybkie udostępnienie danych rozliczeniowych dla potrzeb ich weryfikacji.

W cyklu dekadowym, na podstawie dobowych wielkości rozliczeniowych, są wyznaczane

ilości energii i należności dla danej dekady. Wielkości rozliczeniowe dekadowe są

podstawą do wystawienia faktur za sprzedaż lub zakup energii na rynku bilansującym [21].

3.7. Bariery w korzystaniu z zasady TPA

Odbiorca, który jest właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego, chcący

skorzystać z prawa wyboru sprzedawcy lub rozdzielenia umów kompleksowych

dostosowuje układ pomiarowo-rozliczeniowy do wymagań określonych w rozporządzeniu

Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków

funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji

Sieci Dystrybucyjnej. W przypadku grup taryfowych B i A, obowiązek dostosowania

układów pomiarowo-rozliczeniowych spoczywa po stronie odbiorcy.

Układy pomiarowe półpośrednie i pośrednie muszą być wyposażone

w przekładniki pomiarowe w każdej z trzech faz oraz w liczniki trójsystemowe. Układy

pomiarowe muszą być zainstalowane na napięciu sieci, do której dany odbiorca jest

przyłączony.

Liczniki energii elektrycznej powinny posiadać, co najmniej klasę dokładności

odpowiednią dla kategorii pomiaru oraz umożliwiać:

a) dwukierunkowy pomiar energii czynnej oraz biernej dla wytwórców i odbiorców

posiadających źródła wytwórcze mierzony w czterech kwadrantach z rejestracją

profili obciążenia,

b) jednokierunkowy pomiar energii czynnej i dwukierunkowy pomiar energii biernej

z rejestracją profili obciążenia dla odbiorców nie posiadających źródeł wytwórczych

oraz mocy przyłączeniowej nie mniejszej niż 40 kW,

c) jednokierunkowy pomiar energii czynnej, a w uzasadnionych przypadkach pomiar

energii biernej – dotyczy tylko układów pomiarowo-rozliczeniowych odbiorców

zaliczonych do kategorii C1,

d) jednokierunkowy pomiar energii czynnej z rejestracją profili obciążenia – dla

pomiaru na zaciskach generatora, w celu potwierdzania ilości wytworzonej energii

dla potrzeb wydawania świadectw pochodzenia.


Transmisja danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej do

LSPR powinna być realizowana za pośrednictwem:

a) wyjść cyfrowych liczników energii elektrycznej,

b) wyjść cyfrowych rejestratorów (koncentratorów), które to rejestratory

(koncentratory) będą pozyskiwały dane za pomocą wyjść cyfrowych liczników

energii elektrycznej.

Wymagania co do szybkości, częstości i jakości transmisji danych kanałami

telekomunikacyjnymi określa PGE Dystrybucja S.A.

Dla układów pomiarowych kategorii: B1 i B2 wymagane jest stosowanie dwóch

układów pomiarowych – układu pomiarowo-rozliczeniowego i układu pomiarowo-

kontrolnego. Dla pozostałych kategorii dopuszcza się stosowanie układów pomiarowo-

kontrolnych, przy czym mogą być one przyłączone do uzwojenia przekładników układu

pomiarowo-rozliczeniowego. W tym przypadku jako układ pomiarowo kontrolny należy

rozumieć licznik energii elektrycznej.

Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowych dzieli się na 10

kategorii:

a) kat. B1 – układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów

przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, o mocy

pobieranej nie mniejszej niż 30 MW lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie

mniejszym niż 200 GWh,

b) kat. B2 – układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów


pobieranej nie mniejszej niż 5 MW i nie większej niż 30 MW (wyłącznie) lub

rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 30 GWh i nie większym

niż 200 GWh (wyłącznie),

c) kat. B3 – układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów


pobieranej nie mniejszej niż 800 kW i nie większej niż 5 MW (wyłącznie) lub

rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 4 GWh i nie większym niż

30 GWh (wyłącznie),


d) kat. B4 – układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przy-

łączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, o mocy pobieranej

nie mniejszej niż 40 kW i nie większej niż 800 kW (wyłącznie) lub rocznym

zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 MWh i nie większym niż 4

GWh (wyłącznie),

e) kat. B5 – układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów


pobieranej nie większej niż 40 kW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii

elektrycznej nie większym niż 200 MWh (wyłącznie),

f) kat. C1 – układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie

wyższym niż 1 kV o mocy pobieranej nie większej niż 40 kW lub rocznym zużyciu

energii elektrycznej nie większym niż 200 MWh,

g) kat. C2 – układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie

wyższym niż 1 kV o mocy pobieranej większej niż 40 kW lub rocznym zużyciu

energii elektrycznej większym niż 200 MWh.

Dla układów pomiarowych kategorii B1, powinny być spełnione następujące

wymagania:

a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu pomiarowo-

rozliczeniowego i układu pomiarowo-kontrolnego, zasilanych z oddzielnych

przekładników prądowych i napięciowych, przy czym dopuszcza się stosowanie

przekładników z dwoma uzwojeniami pomiarowymi na jednym rdzeniu,

b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć

rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 (zalecana

klasa 0,2) służące do pomiaru energii elektrycznej,

c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć

klasę nie gorszą niż C lub 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii

biernej,

d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć

klasę dokładności nie gorszą niż B lub 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla

energii biernej,


e) układy pomiarowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie

w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co

najmniej 63 dni i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,

f) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co

najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania źródłami zewnętrznymi,

g) układy pomiarowe powinny zapewniać transmisję danych do LSPR PGE

Dystrybucja S.A. co najmniej raz na dobę,

h) dla układu pomiarowo-rozliczeniowego (podstawowego) wymagana jest

rezerwowa droga transmisji danych pomiarowych, przy czym dopuszcza się

wykorzystanie urządzeń teleinformatycznych odbiorcy (np. poprzez wystawianie

danych na serwer ftp, dedykowane platformy wymiany danych lub za pomocą

poczty elektronicznej),

i) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku

awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.


wymagania:

a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu pomiarowo-

rozliczeniowego i układ pomiarowo-kontrolnego; układy mogą być zasilane

z jednego uzwojenia przekładnika,

b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć



c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny

mieć klasę nie gorszą niż C lub 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii

biernej,

d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć

klasę nie gorszą niż B lub 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii

biernej,


e) układy pomiarowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie



f) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego

co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania ze źródeł zewnętrznych,

g) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych

pomiarowych do LSPR PGE Dystrybucja S.A. nie częściej niż raz na dobę

z zachowaniem kompletności danych pomiarowych oraz wymaganej terminowości,

h) powinien być możliwy lokalny, pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku



wymagania:

a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć



b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny

mieć klasę nie gorszą niż C lub 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii

biernej,

c) układy pomiarowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie



d) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego

co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania ze źródeł zewnętrznych,

e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych



f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku




wymagania:

a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć rdzenie

uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 służące do pomiaru

energii elektrycznej,

b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć

klasę nie gorszą niż B lub 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii biernej,

c) układy pomiarowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci

pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co najmniej 63 dni

i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,

d) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co

najmniej raz na dobę,

e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych pomiarowych

do LSPR PGE Dystrybucja S.A. nie częściej niż raz na dobę z zachowaniem

kompletności danych pomiarowych oraz wymaganej terminowości,

f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii

łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.


wymagania:









d) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co

najmniej raz na dobę,


e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych



f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku


Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C1 są następujące:

a) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć

klasę dokładności nie gorszą niż A lub 2 dla energii czynnej;

b) PGE Dystrybucja S.A. w przypadkach zbierania danych pomiarowych na potrzeby

tworzenia standardowych profili zużycia, wymaganych względami technicznymi lub

ekonomicznymi może zadecydować o konieczności: realizowania przez układ

pomiarowy rejestracji i przechowywania w pamięci pomiarów mocy czynnej

w okresach od 15 do 60 minut przez co najmniej 63 dni, realizowania przez układ

pomiarowy transmisji danych pomiarowych do LSPR PGE Dystrybucja S.A.,

pomiaru mocy i energii biernej.

Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C2 są następujące:









d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych



e) powinien być możliwy lokalny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii

łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.


Warunki uczestnictwa w rynku bilansującym obejmują wymagania

formalnoprawne, wymagania finansowe oraz wymagania techniczne. Wśród wymagań

formalnoprawnych dwa najważniejsze to posiadanie odpowiedniej koncesji oraz umowy

przesyłowej. Koncesja, w zależności od zakresu uczestnictwa w rynku, musi pozwalać

odpowiednio na wytwarzanie energii elektrycznej, obrót energią elektryczną lub

przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej. Warunki finansowe uczestnictwa w rynku

mają na celu zachowanie jego płynności finansowej; uczestnicy rynku udzielają

odpowiednich gwarancji finansowych. Zabezpieczenie finansowe może mieć m.in. formę

depozytu lub gwarancji bankowych. Depozytów mogą również żądać pośrednicy,

szczególnie w przypadku handlu przez Internet; Trzecia grupa warunków uczestnictwa

w rynku dotyczy wymagań technicznych, w tym wymagań dotyczących układów

pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej, systemów zdalnego pomiaru energii

elektrycznej, wymagań w zakresie infrastruktury teleinformatycznej, wymagań dla

systemów telekomunikacji oraz dla systemów transmisji danych, pozwalających na

komunikację z giełdami energii i Operatorem Sieci Przesyłowej. Szczegółowe wymagania

techniczne określa Regulamin rynku bilansującego oraz Instrukcja Ruchu i Eksploatacji

Sieci przesyłowej opracowana przez OSP [20,23,24].

Barierą dla zmiany sprzedawcy jest też brak faktycznej konkurencji cenowej

w sferze wytwarzania i niewielkie zainteresowanie wytwórców bezpośrednią sprzedażą do

odbiorców. Wynika to m.in. ze zbyt małych pasm zamawianej mocy przez odbiorców oraz

słabego rozwoju rynku energii elektrycznej ograniczanego funkcjonowaniem kontraktów

długoterminowych oraz obowiązkowymi zakupami energii ze skojarzenia i źródeł

odnawialnych. Cena energii w Polsce silnie jest zdeterminowana: kosztem restrukturyzacji

górnictwa węgla kamiennego i transportu kolejowego, modernizacji i ochrony środowiska.

Dodatkowo ważą: drogi import, obowiązki wynikające z zakupu przez operatora sieci

przesyłowej energii warunkującej sprawne działanie systemu, obowiązki zakupu energii

elektrycznej z kogeneracji i tzw. zielonej. Oznacza to tym samym systemowe ograniczenie

mechanizmu konkurencji poprzez wyłączenie pewnych sfer spod jego działania. Do tej

kategorii ograniczenia należałoby zaliczyć również taryfę pracowniczą. Przyczyny

„pozaenergetyczne” to zła sytuacja finansowa znacznej części odbiorców, którzy byliby

zainteresowani zmianą dostawcy, lecz nie są gotowi do ponoszenia ryzyka dostaw energii

elektrycznej dla podmiotów, które mają problemy z utrzymaniem płynności finansowej

[25].


Aktywne korzystanie z zasady TPA przenosi na odbiorcę odpowiedzialność za

wynegocjowanie cen i warunków dostawy energii. Nie zawsze potencjalnie uzyskane

korzyści przewyższają niezbędne koszty i nakłady inwestycyjne; Jeżeli potencjalne

oszczędności są zbyt niskie, odbiorca uznaje decyzję o zmianie dostawcy za

nieuzasadnioną, zwłaszcza, że pojawia się ryzyko, jakie niesie przejęcie odpowiedzialności

za swoje zaopatrzenie w energię. Dla uzyskania niewielkich oszczędności odbiorcy nie

chcą rezygnować z bezpieczeństwa, jakie daje obrót taryfowy w przedsiębiorstwie

sieciowym – spółce dystrybucyjnej [21].

4. Obiekt badań

Do arkusza kalkulacyjnego wprowadzono tygodniowe dane pomiarowe

rzeczywistych odbiorców PGE Dystrybucja S.A. Oddział Lublin z grup taryfowych B21,

B22, B23, B24, C21, C22a, C22b, C23 oraz C24.

Tabela 4.1

Tygodniowe zużycie energii dla odbiorcy grupy taryfowej B21

zużycie energii, kWh

godzina poniedz. wtorek środa czwartek piątek sobota niedziela

0-1 35,76 33,87 35,60 32,99 32,48 29,95 29,54

1-2 35,61 33,65 32,47 32,82 32,14 32,37 30,22

2-3 35,10 34,09 32,13 32,64 34,92 30,48 30,14

3-4 35,01 32,96 31,89 33,10 33,59 30,63 30,74

4-5 35,84 31,34 32,03 34,93 32,91 29,54 30,06

5-6 34,60 31,09 31,17 34,59 29,91 30,15 30,25

6-7 34,46 31,94 32,82 34,21 30,26 30,77 30,65

7-8 35,67 31,22 33,64 33,28 31,61 31,23 31,21

8-9 33,71 30,65 31,01 31,31 32,47 33,28 30,18

9-10 34,12 29,62 33,71 31,08 33,34 32,81 29,39

10-11 34,13 30,94 32,17 30,94 32,27 30,82 29,40

11-12 34,64 30,59 31,26 30,72 31,52 28,17 28,91

12-13 34,78 29,31 33,14 30,75 31,20 28,68 28,03

13-14 33,54 29,02 31,55 30,37 32,17 28,29 29,09

14-15 33,95 29,73 31,94 30,39 32,03 28,15 28,30

15-16 35,13 29,97 30,32 31,31 31,99 28,91 28,22

16-17 34,76 29,30 29,56 32,04 29,79 27,67 27,79

17-18 35,18 30,13 30,11 30,49 28,77 28,61 28,06

18-19 34,50 31,43 31,15 32,62 29,69 29,33 29,32

19-20 34,83 32,23 34,15 32,45 31,24 31,04 32,56

20-21 33,36 31,32 34,85 32,79 29,93 32,85 31,79

21-22 33,18 31,53 34,67 32,36 28,96 33,10 30,78

22-23 33,29 32,32 32,44 32,74 28,87 31,57 32,20

23-24 32,74 34,21 33,47 32,40 29,53 30,14 32,02

Obiekt badań 42/61

Tabela 4.2




0-1 16,16 12,71 13,97 27,53 23,30 28,79 26,60

1-2 15,32 13,02 13,25 23,96 23,42 28,37 26,43

2-3 15,36 13,67 13,28 23,51 22,85 28,70 26,45

3-4 17,10 14,69 14,51 24,74 23,40 29,40 26,90

4-5 16,47 15,21 15,00 25,59 24,20 29,87 27,62

5-6 15,95 13,40 13,77 26,31 23,63 28,97 26,82

6-7 16,56 16,05 15,66 29,19 15,02 28,91 26,87

7-8 16,28 17,21 20,49 28,92 17,55 29,18 27,68

8-9 18,78 16,77 18,93 27,77 18,41 29,76 29,06

9-10 18,63 18,35 17,82 27,35 17,93 30,36 30,42

10-11 18,87 18,09 17,60 27,60 18,11 30,71 30,30

11-12 16,25 14,93 15,78 25,76 19,32 29,99 29,55

12-13 14,52 15,20 14,61 25,62 20,94 28,65 28,52

13-14 15,12 14,82 15,11 25,07 18,95 27,29 27,95

14-15 14,00 14,31 14,28 24,66 18,72 28,05 28,19

15-16 15,95 16,07 14,57 26,40 19,20 29,33 28,73

16-17 15,50 16,52 15,56 27,06 21,38 31,43 29,40

17-18 14,64 14,37 13,82 26,79 20,72 30,47 29,22

18-19 14,99 15,09 19,92 24,81 29,54 28,40 27,93

19-20 14,36 16,37 24,48 24,78 29,85 27,89 27,41

20-21 13,97 15,71 25,29 25,58 35,19 27,99 27,69

21-22 15,53 16,19 27,50 25,44 40,53 28,52 27,86

22-23 15,71 20,90 30,29 25,41 28,46 28,65 29,00

23-24 13,32 17,90 30,24 24,35 19,98 27,33 28,65

Obiekt badań 43/61

Tabela 4.3




0-1 14,18 14,90 14,52 16,79 16,89 15,26 16,53

1-2 16,55 14,46 15,00 17,13 16,40 15,06 16,20

2-3 16,73 14,76 14,22 16,70 17,28 15,69 16,44

3-4 16,58 15,20 14,51 16,49 17,27 14,66 16,86

4-5 16,59 17,28 18,03 19,53 19,04 17,82 16,43

5-6 20,31 23,48 24,23 24,78 23,73 23,72 14,49

6-7 57,30 101,04 66,29 84,12 92,27 68,54 12,93

7-8 89,75 157,43 110,67 146,18 120,48 95,85 11,73

8-9 119,00 164,93 108,23 130,86 108,03 95,25 10,61

9-10 85,47 123,78 98,91 143,57 108,09 86,46 8,96

10-11 88,65 109,38 88,19 100,16 96,77 94,29 10,59

11-12 92,10 146,51 95,48 147,53 113,52 84,84 9,02

12-13 87,20 119,39 88,10 128,61 115,70 23,04 9,12

13-14 91,11 142,08 86,22 148,53 107,76 22,35 8,60

14-15 111,24 108,02 80,07 103,32 101,15 14,06 10,58

15-16 126,66 134,72 133,10 115,08 98,22 9,86 9,81

16-17 137,28 126,08 133,64 101,67 93,29 11,40 9,00

17-18 119,48 127,38 119,58 154,46 108,30 12,18 10,16

18-19 113,28 112,95 121,58 125,70 95,97 15,69 15,29

19-20 124,62 107,99 128,94 138,02 102,92 15,74 14,13

20-21 133,23 132,24 150,63 132,41 104,22 16,01 14,18

21-22 110,27 115,04 129,47 134,28 87,86 14,45 14,73

22-23 21,03 21,02 26,63 23,42 19,04 14,63 14,15

23-24 14,45 14,64 19,16 16,28 15,68 17,22 14,34

Obiekt badań 44/61

Tabela 4.4




0-1 76,09 82,28 109,58 71,93 70,16 65,74 65,40

1-2 71,10 81,71 107,89 71,96 75,86 64,91 63,98

2-3 60,68 80,44 105,98 79,28 75,26 64,91 63,04

3-4 62,66 80,55 111,30 81,68 74,70 65,70 64,61

4-5 90,60 84,19 129,49 105,00 94,20 89,55 82,54

5-6 100,28 83,85 125,29 102,08 94,05 86,48 86,89

6-7 118,31 102,90 149,10 125,63 114,26 107,40 118,46

7-8 152,51 158,36 189,38 159,60 147,15 145,24 133,13

8-9 233,55 226,24 220,01 225,60 207,56 213,34 141,34

9-10 320,10 341,40 292,31 307,28 301,31 289,69 216,26

10-11 314,06 316,43 303,68 310,09 314,59 287,55 285,04

11-12 343,13 309,08 296,89 302,48 300,15 301,88 279,86

12-13 359,21 325,35 293,44 316,58 303,79 309,60 284,29

13-14 356,40 335,85 303,60 308,25 312,86 300,11 286,91

14-15 364,16 368,48 302,81 306,30 316,95 298,65 298,43

15-16 368,89 381,86 319,76 311,21 308,89 313,73 293,66

16-17 364,39 372,41 309,83 307,43 294,30 296,93 286,13

17-18 359,29 349,46 296,33 298,54 303,45 299,36 280,31

18-19 362,40 313,28 291,90 271,05 296,48 285,94 195,83

19-20 368,85 339,79 278,21 278,96 274,16 273,64 160,28

20-21 303,11 295,13 255,19 260,51 254,36 252,30 104,70

21-22 155,36 178,24 142,69 137,18 135,68 134,66 78,23

22-23 98,03 121,24 80,10 78,08 82,24 78,75 68,33

23-24 82,69 110,70 70,84 66,26 67,46 67,28 65,81

Obiekt badań 45/61

Tabela 4.5

Tygodniowe zużycie energii dla odbiorcy grupy taryfowej C21



0-1 15,98 16,92 15,75 14,90 13,49 20,56 16,09

1-2 15,83 16,85 15,64 15,29 13,93 16,83 16,01

2-3 15,50 16,68 15,11 13,72 13,60 16,66 14,94

3-4 13,58 14,41 13,97 13,38 12,76 13,51 13,71

4-5 15,56 16,66 15,23 14,10 13,69 16,44 15,97

5-6 15,41 16,65 15,05 14,78 13,93 15,95 15,67

6-7 19,23 19,48 18,53 20,15 19,20 18,83 15,50

7-8 27,12 27,09 44,38 37,49 38,70 27,08 13,54

8-9 35,43 35,62 45,70 41,25 42,96 35,53 16,30

9-10 35,66 35,50 47,53 40,21 44,00 33,60 36,33

10-11 35,69 34,85 43,69 38,18 46,25 33,60 39,09

11-12 27,59 27,24 40,69 37,94 39,06 27,09 38,66

12-13 36,21 35,56 47,60 41,25 47,38 35,33 47,08

13-14 36,39 35,48 46,30 41,74 47,18 33,55 47,25

14-15 36,36 35,81 30,92 38,35 45,50 32,49 46,86

15-16 27,71 27,23 28,33 38,79 39,71 27,21 38,81

16-17 36,34 35,20 33,36 39,10 47,81 33,65 47,15

17-18 36,24 35,40 33,75 37,82 47,58 32,71 47,27

18-19 35,89 41,93 32,56 37,44 47,14 37,80 47,08

19-20 27,79 39,11 28,50 37,00 39,77 39,57 39,06

20-21 35,45 47,17 31,44 40,91 47,91 47,89 44,72

21-22 29,46 43,48 26,78 36,10 41,21 47,69 17,31

22-23 18,65 17,53 22,83 16,31 34,07 20,62 16,48

23-24 15,37 14,94 15,10 13,00 26,84 13,42 14,55

Obiekt badań 46/61

Tabela 4.6

Tygodniowe zużycie energii dla odbiorcy grupy taryfowej C22a



0-1 36,42 35,72 38,08 42,94 42,20 37,71 43,14

1-2 36,56 39,86 38,76 42,78 42,04 39,36 44,45

2-3 35,94 41,75 37,88 42,41 42,31 39,24 44,33

3-4 36,00 42,12 38,72 43,65 41,91 37,19 42,26

4-5 37,07 41,89 38,07 41,61 42,24 39,47 43,26

5-6 37,75 41,47 40,09 40,69 41,93 36,93 40,15

6-7 49,09 50,38 47,44 55,21 49,99 33,42 34,67

7-8 80,20 99,15 95,82 94,96 96,63 34,83 33,54

8-9 77,56 98,71 95,59 96,13 99,75 35,22 33,75

9-10 81,27 98,06 94,73 95,48 98,51 34,23 34,96

10-11 77,81 98,55 90,09 95,73 97,74 36,67 34,14

11-12 79,81 96,42 89,33 97,36 98,66 38,34 34,37

12-13 78,84 96,80 87,51 100,34 97,93 36,33 33,19

13-14 82,95 96,59 88,00 99,31 97,48 38,56 34,02

14-15 81,73 92,06 89,19 93,04 92,47 43,08 33,83

15-16 49,57 58,67 55,81 53,06 54,69 37,58 33,67

16-17 47,08 56,64 46,07 48,50 47,23 40,29 33,93

17-18 47,65 54,14 46,47 51,53 48,69 41,30 40,39

18-19 47,27 54,77 52,18 56,91 46,42 42,18 43,73

19-20 42,77 53,02 48,01 49,95 39,56 43,66 44,52

20-21 36,87 44,19 41,77 42,69 38,24 44,17 42,96

21-22 36,00 41,09 42,92 41,73 37,65 42,62 44,41

22-23 35,92 38,69 43,43 42,49 37,86 44,30 45,06

23-24 36,31 38,93 41,98 41,71 37,59 45,11 45,47

Obiekt badań 47/61

Tabela 4.7

Tygodniowe zużycie energii dla odbiorcy grupy taryfowej C22b



0-1 19,77 20,20 20,58 18,80 19,62 18,96 18,88

1-2 19,30 20,04 20,55 18,96 19,73 18,94 18,61

2-3 19,03 19,57 20,97 19,49 19,19 19,28 18,84

3-4 19,82 19,62 20,50 18,84 19,04 19,16 19,02

4-5 19,29 19,27 19,05 18,49 18,79 18,98 18,72

5-6 17,54 18,86 19,95 18,64 18,52 18,53 18,11

6-7 20,87 20,50 22,38 21,52 21,20 18,59 17,43

7-8 29,18 31,91 31,90 32,30 30,84 19,37 17,88

8-9 32,90 36,19 35,32 34,68 34,08 22,09 17,45

9-10 34,43 37,08 37,77 37,85 36,86 21,16 17,17

10-11 34,33 37,29 35,75 37,99 35,91 21,51 17,35

11-12 33,71 36,33 35,36 38,02 36,16 22,06 17,22

12-13 33,60 37,63 35,73 38,51 36,25 22,94 17,06

13-14 33,77 37,73 34,58 36,35 36,32 22,61 17,93

14-15 34,58 37,06 35,07 36,36 37,14 23,68 17,56

15-16 32,62 35,30 31,80 34,77 33,62 20,54 17,15

16-17 30,93 30,64 29,18 30,02 31,45 20,10 18,27

17-18 27,76 28,33 27,49 28,58 27,60 20,65 18,93

18-19 29,06 29,26 27,39 27,26 27,80 22,09 20,34

19-20 29,30 28,52 27,66 25,91 27,78 22,72 20,74

20-21 25,65 24,10 23,07 22,11 21,77 22,43 20,47

21-22 23,30 23,76 22,73 21,33 21,30 21,95 19,90

22-23 20,75 22,34 20,06 19,86 19,89 20,43 20,62

23-24 20,17 21,77 19,98 19,58 19,37 20,05 19,58

Obiekt badań 48/61

Tabela 4.8




0-1 13,85 25,09 25,39 24,26 26,43 27,91 13,85

1-2 13,67 26,29 26,26 25,45 24,96 27,14 13,33

2-3 13,09 25,58 25,92 25,24 24,13 26,43 13,39

3-4 12,97 25,56 26,08 27,27 24,38 27,26 13,21

4-5 13,07 25,76 25,29 26,43 24,86 26,18 13,45

5-6 14,35 21,34 22,11 24,07 22,69 22,80 10,96

6-7 21,57 27,76 28,16 27,63 27,83 28,41 14,20

7-8 25,28 28,77 29,57 30,12 29,98 29,21 14,08

8-9 40,44 41,95 42,31 42,26 42,66 43,16 17,91

9-10 40,95 41,30 41,67 41,50 41,26 40,52 39,01

10-11 41,01 42,36 42,02 42,78 41,75 41,27 39,71

11-12 42,08 42,43 41,41 42,61 41,73 41,58 39,93

12-13 42,70 42,97 41,38 41,82 42,38 41,07 39,97

13-14 42,66 42,02 41,79 42,21 42,16 40,80 39,80

14-15 41,82 41,85 41,35 40,66 41,38 40,84 38,95

15-16 42,44 42,85 43,14 41,65 41,74 40,68 40,02

16-17 42,46 43,44 42,34 41,61 43,64 43,40 39,94

17-18 45,50 48,48 45,23 45,30 49,26 47,40 42,02

18-19 48,08 48,12 48,55 47,61 48,30 47,28 33,48

19-20 49,47 48,12 49,02 47,58 48,18 46,59 21,29

20-21 49,16 47,44 47,60 49,78 48,98 47,10 14,16

21-22 36,97 37,75 35,46 37,38 38,46 33,01 13,20

22-23 23,13 24,45 23,49 24,02 25,10 13,06 10,89

23-24 26,40 25,87 27,29 28,65 28,71 15,57 14,35

Obiekt badań 49/61

Tabela 4.9




0-1 1,00 86,63 90,53 90,80 84,68 85,29 87,01

1-2 1,54 86,72 88,68 90,64 82,67 86,03 52,83

2-3 1,04 84,46 66,10 88,63 81,59 86,64 63,21

3-4 1,20 83,93 92,90 83,50 82,25 87,04 65,81

4-5 1,04 86,08 91,67 82,60 82,63 76,37 81,85

5-6 1,02 82,06 89,91 83,88 82,86 72,64 88,96

6-7 1,92 81,49 91,43 83,36 83,16 73,69 88,26

7-8 1,74 79,57 89,38 81,71 80,93 73,24 87,53

8-9 1,18 79,54 87,73 80,77 81,95 68,71 87,95

9-10 1,19 81,33 73,85 80,97 47,02 47,24 87,78

10-11 1,17 78,11 78,51 81,65 66,04 75,10 86,31

11-12 1,03 77,67 75,86 83,75 65,83 76,97 86,94

12-13 1,14 76,69 75,88 83,84 65,35 77,00 83,03

13-14 1,15 76,77 74,46 85,48 69,70 70,44 81,49

14-15 13,72 63,39 73,46 76,96 69,75 33,54 81,47

15-16 9,56 77,05 72,55 52,95 47,54 15,19 80,05

16-17 9,72 85,76 62,59 26,73 43,98 90,94 79,28

17-18 9,55 81,92 73,56 8,63 9,18 89,17 70,80

18-19 9,16 54,47 49,31 54,73 35,56 88,28 78,18

19-20 78,81 8,92 22,13 88,34 81,26 88,35 77,13

20-21 90,71 24,58 56,30 89,64 16,41 87,47 74,67

21-22 91,19 93,56 91,60 91,05 87,95 88,99 52,12

22-23 90,19 91,64 91,28 89,72 85,77 88,26 45,52

23-24 86,41 90,91 92,37 88,72 86,93 87,26 4,65

5. Metoda badań

Miesięczną ilość energii pobranej przez odbiorcę w strefie czasowej i oblicza się

jako wielokrotność dziennego zużycia energii w strefie czasowej i dla każdego dnia

z tygodnia bazowego oraz ilości danych dni tygodnia występujących w miesiącu wg

wzoru:

ndindsobisobptiptczwiczwśriśśwtiwtponiponi kEkEkEkEkEkEkEE (6)

gdzie:

iE – ilość energii pobranej przez odbiorcę w strefie czasowej i w poniedziałek

iE – ilość energii pobranej przez odbiorcę w strefie czasowej i we wtorek

iE – ilość energii pobranej przez odbiorcę w strefie czasowej i w środę

iE – ilość energii pobranej przez odbiorcę w strefie czasowej i w czwartek

iE – ilość energii pobranej przez odbiorcę w strefie czasowej i w piątek

iE – ilość energii pobranej przez odbiorcę w strefie czasowej i w sobotę

iE – ilość energii pobranej przez odbiorcę w strefie czasowej i w niedzielę

Wartości opłat za pobraną energię elektryczną czynną oraz świadczenie usług

dystrybucji oblicza się na podstawie wzorów (4) i (5) z rozdziału 3.4. Wartości opłat za

przekroczenie deklarowanej mocy umownej oblicza się na podstawie wzorów (1), (2), (3)

z rozdziału 3.1. Wszystkich obliczeń dokonuje się przy uwzględnieniu czasu

obowiązywania stref czasowych z rozdziału 3.3 oraz stawek opłat stosowanych w grupach

taryfowych z rozdziału 3.4.

6. Wyniki badań

W oparciu o zużycie energii przez odbiorcę oraz o ceny i stawki opłat dla grup

taryfowych wyznaczone zostały roczne koszty ponoszone przez badanych odbiorców.

Pozwoli to na wskazanie optymalnej grupy taryfowej, w jakiej powinien znajdować się

dany odbiorca.

Tabela 6.1

Opłaty przy umiejscowieniu odbiorcy grupy taryfowej B21 w innych grupach taryfowych

B21 B22 B23 B24 C21 C22a C22b C23 C24

117223,0

109145,1 109593,8 101576,8 138436,4 141011,8 128789,8 141971,1 133802,0

Należy zaznaczyć ze PGE Dystrybucja S.A. może nie wyrazić zgodny na realizację

pomiaru na niskim napięciu w przypadku deklaracji znacznej wartości mocy

przyłączeniowej, co jest jednoznaczne z brakiem możliwości korzystania z grup

taryfowych C. Zgoda taka z pewnością nie zostanie wyrażona dla odbiorców, którzy

zadeklarują moc umowną wyższą niż 193 kW. Należy nadmienić także, że choć koszty

realizacji przyłącza i układu pomiarowego dla grup taryfowych C są z reguły znacznie

mniejsze to stawki opłat dla grup taryfowych B są mniejsze i z pewnością nakłady

inwestycyjne poniesione na przyłącze zwrócą się po pewnym czasie.

Na postawie arkusza kalkulacyjnego obliczono stosunek opłat całkowitych, który wynosi:

dla C21/B21=1,18 ; dla C22a/B22= 1,29; dla C23/B23= 1,30; dla C24/B24=1,32.

Odbiorca grupy B21 skorzystałby na zmianie taryfy na taryfę B24. Spowodowane jest to

niskimi stawkami opłaty sieciowej zmiennej taryfy B24 oraz tym, że aż 28, 5% zużycia

energii odbiorcy przypada na strefę godzin doliny obciążenia taryfy B24 a 42,4% zużycia

przypada na pozostałe godziny doby.

Wyniki badań 52/61

Tabela 6.2

Struktura zużycia energii elektrycznej, struktura opłat za energię, struktura opłat za usługi dystrybucji

odbiorcy grupy taryfowej B21 umiejscowionego w grupach taryfowych B

Wielkość

Udział % w całości dla danej grupy taryfowej

B21 B22 B23 B24

Zużycie energii

– w strefie całodobowej 100%

– w strefie szczytowej 24,3%

– w strefie pozaszczytowej 75,7%

– w strefie dziennej

– w strefie nocnej

– w szczycie przedpołudniowym 24,9% 18,1%

– w szczycie popołudniowym 22,7% 11,0%

– w strefie godzin doliny obciążenia 28,5%

– w pozostałych godzinach doby 52,4%

42,4%

Opłata za pobraną energię elektryczną czynną

– cena energii w strefie całodobowej 97,8%

– cena energii w strefie szczytowej 30,0%

– cena energii w strefie pozaszczytowej 67,8%

– cena energii w strefie dziennej

– cena energii w strefie nocnej

– cena energii w szczycie przedpołudniowym 26,0% 19,0%

– cena energii w szczycie popołudniowym 28,2% 18,0%

– cena energii w godzinach doliny obciążenia 18,6%

– cena energii w pozostałych godzinach doby 41,6% 36,1%

– opłata handlowa 2,2%

2,3%

4,1% 8,4%

Opłata za usługi dystrybucji:

– opłata sieciowa stała (za moc umowną) 10,3% 13,2% 16,9% 24,5%

– opłata przejściowa 2,6% 3,2% 4,2% 6,1%

– opłata sieciowa zmienna – strefa całodobowa 81,0%

– opłata sieciowa zmienna – strefa szczytowa 34,3%

– opłata sieciowa zmienna – strefa pozaszczytowa 41,4%

– opłata sieciowa zmienna – strefa dzienna

– opłata sieciowa zmienna – strefa nocna

– opłata sieciowa zmienna - szczyt przedpołudniowy 15,0% 15,5%

– opłata sieciowa zmienna - szczyt popołudniowy 34,9% 10,1%

– opłata sieciowa zmienna - godziny doliny obciążenia

obciążenia

6,6%

– opłata sieciowa zmienna -pozostałe godziny doby 18,3% 21,5%

– opłata jakościowa

4,9% 6,1% 7,9% 11,5%

– opłata abonamentowa 1,3% 1,8% 2,9% 4,2%

Wyniki badań 53/61

Tabela 6.3


odbiorcy grupy taryfowej B21 umiejscowionego w grupach taryfowych C

Wielkość

Udział % w całości dla danej grupy taryfowej

C21 C22a C22b C23 C24

Zużycie energii

– w strefie całodobowej 100%

– w strefie szczytowej 24,3%

– w strefie pozaszczytowej 75,7%

– w strefie dziennej

61,8%

– w strefie nocnej 38,2%

– w szczycie przedpołudniowym 24,9% 18,1%

– w szczycie popołudniowym 22,7% 11,1%

– w strefie godzin doliny obciążenia 28,6%

– w pozostałych godzinach doby 52,4%

42,2%

Opłata za pobraną energię elektryczną czynną

– cena energii w strefie całodobowej 99,2%

– cena energii w strefie szczytowej 31,1%

– cena energii w strefie pozaszczytowej 68,0%

– cena energii w strefie dziennej

67,9%

– cena energii w strefie nocnej 32,1%

– cena energii w szczycie przedpołudniowym 25,7% 20,0%

– cena energii w szczycie popołudniowym 31,7% 19,9%

– cena energii w godzinach doliny obciążenia 19,1%

– cena energii w pozostałych godzinach doby 40,7% 36,9%

– opłata handlowa 0,8%

1,0%

1,0%

1,9% 4,0%

Opłata za usługi dystrybucji:

– opłata sieciowa stała (za moc umowną) 12,3% 11,4% 14,4% 13,2% 13,8%

– opłata przejściowa 0,8% 0,7% 0,9% 0,8% 0,9%

– opłata siec. zmienna – strefa całodobowa 82,9%

– opłata siec. zmienna – strefa szczytowa 30,4%

– opłata siec. zmienna – strefa pozaszczytowa 53,6%

– opłata siec. zmienna – strefa dzienna 73,8%

– opłata siec. zmienna – strefa nocna

6,1%

– opłata siec. zmienna - szczyt przedpołudniowy 19,4% 15,9%

– opłata siec. zmienna - szczyt popołudniowy 40,7% 28,7%

– opłata siec. zmienna - godziny doliny obciążenia 13,1%

– opłata siec. zmienna -pozostałe godziny doby 21,1% 22,7%

– opłata jakościowa

3,7% 3,4% 4,3% 3,9% 4,1%

– opłata abonamentowa 0,4% 0,5% 0,6% 0,9% 0,9%

Wyniki badań 54/61

Dla grupy taryfowej B23, B24 oraz C23, C24 istnieje możliwość zaliczenia

zużycia energii w niektórych dniach do korzystniejszej strefy czasowej. Jeżeli urządzenia

pomiarowo - rozliczeniowe na to pozwalają – to święta w całości zaliczane są do strefy

czwartej (godziny doliny obciążenia) dla grupy B24, C24. Natomiast dla grupy B23, C23

- dni ustawowo wolne od pracy, soboty i niedziele zaliczane są (cała doba) do strefy

trzeciej (pozostałe godziny doby).

W kontraście do opłat całkowitych rocznych z Tabeli 6.1 otrzymamy:

104606,7 zł dla grupy B23 – oszczędność 4987,1 zł

99078,6 zł dla grupy B24 – oszczędność 2498,2 zł

133139,0 zł dla grupy C23 – oszczędność 8832,1 zł

130931,3 zł dla grupy C24 – oszczędność 2870,7 zł

Zmiana harmonogramu zużycia energii i przesunięcie godzin największego zużycia

energii do stref czasowych z mniejszymi stawkami za ceny energii może przynieść

znaczne oszczędności. Porównania dokonano na przykładzie odbiorcy grupy taryfowej

B23. Zużycie energii przesunięto o 15h dla dni od poniedziałku do soboty włącznie.

Zużycie w szczycie popołudniowym zredukowano do 7,7% zużycia energii.

Roczne opłaty zmniejszono z 234390,5 zł do 200559,0 zł.

Wyniki badań 55/61

Tabela 6.4

Zmieniony harmonogram zużycia energii dla odbiorcy grupy taryfowej B23

poniedziałek wtorek środa czwartek piątek sobota

godzina zużycie

energii, kWh

zużycie

energii,

kWh

zużycie

energii,

kWh

zużycie

energii,

kWh

zużycie

energii,

kWh

zużycie

energii,

kWh

0-1 85,47 123,78 98,91 143,57 108,09 86,46

1-2 88,65 109,38 88,19 100,16 96,77 94,29

2-3 92,10 146,51 95,48 147,53 113,52 84,84

3-4 87,20 119,39 88,10 128,61 115,70 23,04

4-5 91,11 142,08 86,22 148,53 107,76 22,35

5-6 111,24 108,02 80,07 103,32 101,15 14,06

6-7 126,66 134,72 133,10 115,08 98,22 9,86

7-8 137,28 126,08 133,64 101,67 93,29 11,40

8-9 119,48 127,38 119,58 154,46 108,30 12,18

9-10 113,28 112,95 121,58 125,70 95,97 15,69

10-11 124,62 107,99 128,94 138,02 102,92 15,74

11-12 133,23 132,24 150,63 132,41 104,22 16,01

12-13 110,27 115,04 129,47 134,28 87,86 14,45

13-14 21,03 21,02 26,63 23,42 19,04 14,63

14-15 14,45 14,64 19,16 16,28 15,68 17,22

15-16 14,18 14,90 14,52 16,79 16,89 15,26

16-17 16,55 14,46 15,00 17,13 16,40 15,06

17-18 16,73 14,76 14,22 16,70 17,28 15,69

18-19 16,58 15,20 14,51 16,49 17,27 14,66

19-20 16,59 17,28 18,03 19,53 19,04 17,82

20-21 20,31 23,48 24,23 24,78 23,73 23,72

21-22 57,30 101,04 66,29 84,12 92,27 68,54

22-23 89,75 157,43 110,67 146,18 120,48 95,85

23-24 119,00 164,93 108,23 130,86 108,03 95,25

Wyniki badań 56/61

Tabela 6.5


odbiorcy grupy taryfowej B23 dla dwóch harmonogramów zużycia energii

zużycie energii, w tym: Przed Po

zużycie w szczycie przedpołudniowym 36,2% 34,3%

zużycie w szczycie popołudniowym 31,7% 7,7%

zużycie w pozostałych godzinach doby 32,1% 58,0%

opłata za pobraną energię, w tym:

cena energii w szczycie przedpołudniowym 36,0% 38,3%

cena energii w szczycie popołudniowym 37,7% 10,2%

cena energii w pozostałych godzinach doby 24,3% 49,3%

abonament 1,9% 2,2%

opłata za usługę dystrybucji, w tym:

opłata sieciowa stała (za moc umowną) 8,1% 11,4%

opłata przejściowa 2,0% 2,8%

opłata sieciowa zmienna - szczyt przedpołudniowy 21,5% 28,6%

opłata sieciowa zmienna - szczyt popołudniowy 48,1% 16,3%

opłata sieciowa zmienna -pozostałe godziny doby 11,0% 28,0%

opłata jakościowa 7,8% 10,9%

abonament 1,4% 2,0%

Zarówno w przypadku przeszacowania, jak i niedoszacowania deklarowanej mocy

umownej odbiorca będzie ponosił dodatkowe koszty. Oczywiście w przypadku

niedoszacowania – opłaty będą bardziej dotkliwe. Wariant pierwszy z Tabeli 6.6 zakłada

przemnożenie składnika stałego stawki sieciowej przez sumę dziesięciu największych

wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną. Wariant drugi - przemnożenie

składnika stałego stawki sieciowej przez dziesięciokrotność maksymalnej wielkości

nadwyżki mocy pobranej ponad moc umowną.

Wyniki badań 57/61

Tabela 6.6

Opłaty z tytułu przekroczenia mocy umownej w zależności od deklarowanej mocy dla odbiorcy grupy

taryfowej B23

moc umowna,

kW

opłata dystrybucyjna stała

+ przejściowa (opłaty

zależne od mocy), zł

opłata z tytułu

przekroczenia

mocy umownej

(wariant 2), zł

opłata z tytułu

przekroczenia

mocy umownej

(wariant 1), zł

80 1058,4

0 0

76,3 1017,1 0 0

58,0 773,1 1958,1 1043,3

7. Wnioski

Arkusz kalkulacyjny pokazuje jedynie tendencję, nie można na jego podstawie

obliczyć dokładnych opłat taryfowych. Arkusz może być szczególnie pomocny dla osób,

które planują budowę swojego przyłącza elektroenergetycznego, opracowują

harmonogram pracy odbiorników oraz zastanawiają się nad wyborem taryfy. Estymacja

opłat jest tym dokładniejsza im dokładniejsze dane wprowadzi użytkownik oraz im

bardziej regularny będzie pobór energii. Dzięki arkuszowi obliczeniowemu odbiorca może

zapoznać się z charakterystyką struktury zużycia energii w ciągu roku oraz strukturą opłat

taryfowych.

Analiza grup taryfowych dla wybranych odbiorców energii elektrycznej, pozwoliła

na wyciągnięcie następujących wniosków:

1) Przemyślany wybór taryfy dostosowanej do specyfiki poboru mocy i energii

pozwoli odbiorcy osiągnąć oszczędności.

2) Odbiorca powinien zoptymalizować zużycie energii w strefach czasowych

wybranej przez siebie taryfy. Prawidłowe jest zwiększenie zużycia energii

w strefach pozaszczytowych, w których energia jest tańsza. Zainwestowanie

w urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe pozwalające zaliczyć soboty i niedziele do

korzystniejszej strefy czasowej może przynieść duże korzyści odbiorcom mającym

znaczne weekendowe zużycie energii.

3) Znajomość własnego poboru mocy jest niezbędna do właściwego zarządzania mocą

umowną. Deklaracja zbyt małej wartości mocy umownej powoduje dotkliwe opłaty

z tytułu przekroczeń mocy umownej. Dlatego też, odbiorcy energii elektrycznej

deklarują zawyżony poziom mocy umownej.

Z pracy wyciągnięto też wnioski ogólne:

1) Posiadanie przez odbiorców informacji o ich zużyciu energii i poborze mocy

umożliwi im oszczędność energii i zwiększenie efektywności jej wykorzystania.

Dla Polaków jest to o tyle ważne, gdyż energia elektryczna drożeje w naszym kraju

najbardziej w całej Unii Europejskiej.

Wnioski 59/61

2) Większa część odbiorców nie jest świadoma korzyści, jakie mogą osiągnąć

w wyniku efektywnego korzystania z energii i optymalizacji jej zużycia. Konieczna

jest właściwa edukacja w tym zakresie.

3) Spółki energetyczne dążą do wyrównania krzywej zapotrzebowania na energię

w całym okresie doby. Instrumentem motywującym odbiorców do zmiany wartości

pobieranej mocy i energii jest ciągle udoskonalany system taryfikacji. Przesuwanie

poboru energii elektrycznej ze stref szczytowych do pozaszczytowych przyczynia

się do zmniejszania różnicy pomiędzy minimalną i maksymalną wartością

obciążenia. Powoduje to zmniejszenie kosztów bilansowania, jakie ponosi dostawca

energii. Wyrównanie profilu wytwarzania energii elektrycznej zmniejszy

konieczność odstawiania bloków w okresach pozaszczytowych oraz obniży koszty

wytwarzania energii elektrycznej przez systemowych wytwórców energii

elektrycznej. Z powodu zmniejszenia zapotrzebowania szczytowego i jego

zwiększenia poza szczytem wytwórcy nie będą musieli odstawiać bloków

energetycznych w tak dużym stopniu, jak to ma miejsce w dniu dzisiejszym.

4) Korzystanie z zasady TPA stwarza zarówno szanse dla osób i firm potrafiących

wykorzystywać mechanizmy TPA, jak i zagrożenie, jakie wiąże się z transakcjami

rynkowymi.

5) Przyczynami ograniczonego korzystania odbiorców z zasady TPA są:

niewystarczająca motywacja ekonomiczna do poszukiwania nowych dostawców,

wynikająca z ograniczonych ewentualnych efektów przy znaczących kosztach

przygotowania infrastruktury i organizacji uczestnictwa w rynku,

obawa przed ryzykiem, jakie niesie zmienność cen na rynku przy niepełnej

przewidywalności własnego zapotrzebowania,

znaczący udział opłat przesyłowych w całkowitych kosztach dostawy energii;

uzyskanie niższych cen energii nie prowadzi do istotnego obniżenia całkowitych

kosztów,

niewystarczająca wiedza odbiorców.

6) Korzystanie z zasady TPA nie musi powodować utrudnień w związku z obecnością

na rynku bilansującym. Spółki obrotu energią oferują nie tylko sprzedaż energii

elektrycznej, lecz także usługę bilansowania.

8. Wykaz literatury

1. Stanowisko Prezesa URE w sprawie niezbędnych wymagań wobec wdrażanych przez

OSD inteligentnych systemów pomiarowo-rozliczeniowych z uwzględnieniem funkcji

celu oraz proponowanych mechanizmów wsparcia przy postulowanym modelu rynku;

2011-05-31; (2012-05-14)

http://www.ure.gov.pl/download/1/4295/Stanowisko_Prezesa_URE_ws_AMI.pdf.

2. Prawo energetyczne; 1997-04-10; (2012-04-14)

http://isap.sejm.gov.pl/Download?id=WDU19970540348&type=2.

3. Studium wdrożenia inteligentnego pomiaru energii elektrycznej w Polsce, Instytut

Energetyki Oddział Gdańsk; 2010-05-06; (2012-06-01)

http://www.piio.pl/dok/raport_ami_podsumowanie_zarzadcze.pdf.

4. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych

zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną;

(2012-06-01)

http://dziennikustaw.gov.pl/DU/2007/s/128/895/1

5. Taryfa dla usług dystrybucji energii elektrycznej; (2012-04-14)

http://www.pgedystrybucja.pl/images/stories/doc/taryfy/2012/Taryfa_PGE_Dystrybucj

a_S.A._2012.pdf.

6. Miesięcznik Elektroenergetyka, Majka K.: O opłatach za przekroczenia mocy umownej

w taryfach przedsiębiorstw przesyłowych i dystrybucyjnych; (2012-04-17)

http://www.cire.pl/pliki/2/przekroczeniemocy.pdf

7. Strona internetowa change.kig.pl raport bieżący Verivox.pl, Optymalizacja mocy

umownej w firmie. jak nie płacić za przekroczenia? Analiza dla firm; 2009-08; (2012-

05-17)

http://change.kig.pl/pliki/VERIVOX_Optymalizacja-mocy-umownej-w-firmie-jak-nie-

placic-kary-sierpien-2009.pdf

8. Taryfa dla energii elektrycznej dla klientów z grup taryfowych A,B,C i R; (2012-04-17)

http://www.pge-obrot.pl/UserFiles/File/Taryfa_2012_ABCiR_PGE_kolor.pdf

9. Miesięcznik Elektroenergetyka, Majka K.: W sprawie metodyki taryfikacji energii

elektrycznej i elektroenergetycznych usług dystrybucyjnych; 2005-06; (2012-05-11)

http://www.cire.pl/pliki/2/majka.pdf

10. Biernacik T, Lechowska A.: Energia, materiał instruktażowo-szkoleniowy, 2006-06-26,

(2012; 05-11)

http://www.ekospec.pl/?co=wydawnictwa&akcja=pobierz_plik

&skad=art2&plik=energia_material.pdf

http://www.ure.gov.pl/download/1/4295/Stanowisko_Prezesa_URE_ws_AMI.pdf

http://www.piio.pl/dok/raport_ami_podsumowanie_zarzadcze.pdf

http://dziennikustaw.gov.pl/DU/2007/s/128/895/1

http://www.pgedystrybucja.pl/images/stories/doc/taryfy/2012/Taryfa_PGE_Dystrybucja_S.A._2012.pdf

http://www.pgedystrybucja.pl/images/stories/doc/taryfy/2012/Taryfa_PGE_Dystrybucja_S.A._2012.pdf

http://www.cire.pl/pliki/2/przekroczeniemocy.pdf

http://change.kig.pl/pliki/VERIVOX_Optymalizacja-mocy-umownej-w-firmie-jak-nie-placic-kary-sierpien-2009.pdf

http://change.kig.pl/pliki/VERIVOX_Optymalizacja-mocy-umownej-w-firmie-jak-nie-placic-kary-sierpien-2009.pdf

http://www.pge-obrot.pl/UserFiles/File/Taryfa_2012_ABCiR_PGE_kolor.pdf

Wykaz literatury 61/61

11. Strona forsal.pl, artykuł prasowy; (2012-04-14)

http://forsal.pl/artykuly/107202,dostales_rachunek_za_prad_to_zobacz_za_co_napraw

de_placisz.html

12. Przewodnik po rynku energii; (2012-05-16)

http://www.vattenfall.pl/pl/zasada-tpa.htm

13. Strona Urzędu Regulacji Energetyki; (2012-05-11)

http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/2559/Wstepna_informacja_o_wynikach_monitorin

gu_dot_niezaleznosci_dzialania_OSD__oraz_.html?search=349389446


http://www.vattenfall.pl/pl/rynek-bilansujacy.htm


http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/4346/Rosnie_liczba_zmian_sprzedawcy_energii_

w_gospodarstwach_domowych.html?search=349389446


http://www.maszwybor.ure.gov.pl/portal/or/9/8/Pierwsza_zmiana_sprzedawcy.html


http://maszwybor.ure.gov.pl/portal/or/35/62/Dla_odbiorcow_przemyslowych_i_instytu

cjonalnych.html

18. Strona Urzędu Regulacji Energetyki; (2012-05-17) http://maszwybor.ure.gov.pl/portal/or/36/63/PGE_Dystrybucja_SA_Oddzial_Lublin.html



20. Artykuł „Wokół Energetyki” - czerwiec 2004; (2012-06-05)

http://www.cire.pl/pliki/2/tpateoria.pdf

21. Strona geoland.pl; (2012-06-15)

http://www.geoland.pl/dodatki/energia_xxiv_i/artykul_07.html

22. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej; (2012-06-25)

http://www.pgedystrybucja.pl/images/stories/doc/iriesd/2011/11/IRiESD.pdf


http://www.ure.gov.pl/palm/pl/217/1182/Konkurencyjny_rynek_energii_8211_czy_i_k

omu_jest_potrzebny.html


http://www.ure.gov.pl/portal/odb/115/633/Bariery_praktycznego_korzystania_z_prawa

_wyboru_sprzedawcy.html?search=7295


http://www.ure.gov.pl/portal/pl/429/1511/Dwie_odrebne_umowy_dystrybucja_i_sprze

daz.html?search=7295

http://forsal.pl/artykuly/107202,dostales_rachunek_za_prad_to_zobacz_za_co_naprawde_placisz.html

http://forsal.pl/artykuly/107202,dostales_rachunek_za_prad_to_zobacz_za_co_naprawde_placisz.html

http://www.vattenfall.pl/pl/zasada-tpa.htm


http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/4346/Rosnie_liczba_zmian_sprzedawcy_energii_w_gospodarstwach_domowych.html?search=349389446

http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/4346/Rosnie_liczba_zmian_sprzedawcy_energii_w_gospodarstwach_domowych.html?search=349389446

http://maszwybor.ure.gov.pl/portal/or/36/63/PGE_Dystrybucja_SA_Oddzial_Lublin.html


http://www.cire.pl/pliki/2/tpateoria.pdf

http://www.geoland.pl/dodatki/energia_xxiv_i/artykul_07.html

http://www.pgedystrybucja.pl/images/stories/doc/iriesd/2011/11/IRiESD.pdf

http://www.ure.gov.pl/palm/pl/217/1182/Konkurencyjny_rynek_energii_8211_czy_i_komu_jest_potrzebny.html

http://www.ure.gov.pl/palm/pl/217/1182/Konkurencyjny_rynek_energii_8211_czy_i_komu_jest_potrzebny.html

http://www.ure.gov.pl/portal/odb/115/633/Bariery_praktycznego_korzystania_z_prawa_wyboru_sprzedawcy.html?search=7295

http://www.ure.gov.pl/portal/odb/115/633/Bariery_praktycznego_korzystania_z_prawa_wyboru_sprzedawcy.html?search=7295

politechnika lubelska - cire.pl · obiektów w zakresie technologii wychwytywania i składowania...

Documents