Smart Metering w Polsce - Smart Metering w Polsce - polityka energetyczna - energetyka regulacje prawne - projekty

Budowa systemu zarządzania popytem na rynku energetycznym cele projektu | zakres projektu | stan realizacji | produkty Produkty I. Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce II. Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych Produkty wytworzone w ramach realizacji zadania pt.: "Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce". I. Zadanie "Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce". Produkt Opracowanie przeglądu aktualnie stosowanych mechanizmów DSR Pierwszym produktem opracowanym w ramach zadania jest przegląd aktualnie stosowanych mechanizmów reakcji strony popytowej. Działanie związane z reakcją strony popytowej w anglojęzycznej literaturze jest określane jako Demand Side Response lub Demand Response. Dla potrzeb opracowania, zgodnie z tematem pracy, reakcję strony popytowej w sposób skrótowy oznacza się jako DSR. Streszczenie: Zawarty w opracowaniu przegląd mechanizmów DSR obejmuje reprezentatywne (charakterystyczne) modele funkcjonujących w świecie rozwiązań DSR ze szczególnym uwzględnieniem ich przydatności dla potrzeb bieżącego bilansowania podaży i popytu energii elektrycznej przez operatora systemu przesyłowego (OSP) oraz możliwości wykorzystania jako operacyjnych rezerw mocy w systemie elektroenergetycznym. W opracowaniu skupiono głównie uwagę na mechanizmach DSR wykorzystujących współdziałanie odbiorcy przy zarządzaniu stroną popytową w sposób pasywny, czyli poprzez podporządkowanie się zdalnej redukcji zużycia energii przez operatora sieci w oparciu o uprzednio zdefiniowane warunki i procedury. Całość opracowania podzielono na rozdziały w których: w rozdziale pierwszym dokonano wprowadzenia do problematyki DSR oraz przedstawiono różnice w definiowaniu tego działania przez różne instytucje na całym świecie; w rozdziale drugim przedstawiono mechanizmy prawne dotyczące DSR; w rozdziale trzecim przedstawiono i sklasyfikowano podstawowe typy mechanizmów i programów DSR; w rozdziale czwartym omówiono rolę mechanizmów DSR w sterowaniu systemem elektroenergetycznym; w rozdziale piątym scharakteryzowano ogólne wymagania stawiane programom DSR; w rozdziale szóstym opisano przykładowe rozwiązania różnego typu programów DSR; w rozdziale siódmym zawarto ocenę efektów wprowadzenia mechanizmów DSR na funkcjonowanie rynków energii i systemów elektroenergetycznych; w rozdziale ósmym przedstawiono przykładowe możliwości wykorzystania generacji rozproszonej w ramach programów DSR, w rozdziale dziewiątym podsumowano całość opracowania. Zaprezentowany powyżej skrócony opis pracy wskazuje na jej charakter przeglądowy, niemniej w treści opracowania oprócz informacji ogólnych zawarto szereg informacji szczegółowych opartych na danych rzeczywistych publikowanych w raportach rządowych oraz różnych organizacji i stowarzyszeń. Ze względu na znacznie zaawansowany rozwój programów DSR oraz dostępność danych dotyczących rynku energii większość danych ilustrujących przedstawioną analizę dotyczy Stanów Zjednoczonych i Kanady. Ponadto w pracy zamieszczono dane dotyczące wybranych krajów europejskich (Francja, Wielka Brytania, kraje skandynawskie, Włochy i Hiszpania). Produkt Opracowanie koncepcji mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej Drugi produktem opracowanym w ramach zadania jest koncepcja wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej oraz wyniki analiz dotyczących uwarunkowań wdrożenia tych mechanizmów . Streszczenie: W pierwszym produkcie wytworzonym w ramach zadania mającego na celu Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce, dokonano przeglądu aktualnie stosowanych mechanizmów reakcji strony popytowej (DSR). Definicja reakcji strony popytowej formułowana przez różne instytucje międzynarodowe, krajowe, bądź też przez operatorów systemów przesyłowych różni się w przypadku niektórych akcentów, niemniej zawsze oznacza dobrowolne, tymczasowe działanie odbiorcy (lub współdziałanie z operatorem) powodujące zmianę wielkości zapotrzebowania pod wpływem różnorodnych bodźców. Do głównych korzyści wynikających z implementacji mechanizmów DSR zaliczyć można: Poprawę niezawodności systemu elektroenergetycznego. Korzyści finansowe dla uczestników programów DSR. Redukcję występujących ograniczeń systemowych w sieci dystrybucyjnej oraz przesyłowej, a tym samym lepsze zarządzanie zdolnościami przesyłowymi. Poprawę bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Redukcję kosztów bilansowania systemu, związaną z uruchamianiem drogich źródeł szczytowych. Poprawę zarządzania ryzykiem cenowym i ilościowym na rynku energii. Poprawę świadomości odbiorców w zakresie gospodarki energią w ramach zarządzanych zasobów po stronie popytu oraz źródeł generacji rozproszonej. Długoterminowe zapewnienie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego oraz osiągnięcie jednego z głównych celów Unii Europejskiej, tj. uzyskanie poprawy efektywności energetycznej o 20% do 2020 roku wymaga aby s terowanie popytem było traktowane jako jeden z elementów planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego. Powinny zostać stworzone dodatkowe bodźce mające na celu ograniczenie konsumpcji energii elektrycznej przez odbiorców oraz szerszy rozwój usług w sektorze energetycznym. Wymaga to wdrożenia między innymi: Efektywnych energetycznie taryf energii elektrycznej. Nowych rozwiązań w zakresie opomiarowania zużycia energii elektrycznej. Jasne sygnały cenowe, taryfy zachęcające do efektywnego wykorzystania energii oraz informacje zwrotne dotyczące zużycia energii w okresach rozliczeniowych, uzyskane za pomocą bilingów i inteligentnych mierników energii powinny umożliwić użytkownikom systemu podejmowanie lepszych decyzji dotyczących wykorzystania energii i zachęcać ich do jej efektywnego wykorzystania. Kwestie związane z wprowadzeniem inteligentnego opomiarowania są jednym z elementów służących poprawie efektywności energetycznej. Ten element należy traktować bardziej jako narzędzie techniczne, wspomagające określone, zamodelowane zachowania odbiorców, niż cel sam w sobie. Reakcja strony popytowej polegająca na przesuwaniu popytu ze względu na zmienne ceny energii w poszczególnych godzinach doby nie może być jednak wykorzystana przez operatora systemu w czasie rzeczywistym, w przypadkach zagrożenia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Tego rodzaju dostosowania popytu (ręcznie lub automatycznie) może dokonać kontrahent (odbiorca, Sprzedawca działający jako agregator zarządzający wieloma niewielkimi zasobami DSR jako jednym dużym zasobem), podejmujący działania w oparciu o zobowiązania umowne w ramach programu DSR operatora systemu przesyłowego. Spośród różnych programów implementujących reakcję strony popytowej, z punku widzenia OSP, szczególnie atrakcyjne są programy DSR, których oddziaływanie na system można wykorzystać w trakcie planowania oraz prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego oraz które przyczyniają się do poprawy krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego . Bardzo ważnym elementem służącym uzyskaniu pożądanych zachowań odbiorców zarówno w zakresie zużycia energii elektrycznej, jak i udziału odbiorców w programach DSR oferowanych przez operatora systemu przesyłowego, jest równoległe prowadzenie akcji informacyjnych. Powinny one służyć zwiększeniu świadomości o możliwych sposobach poprawy efektywności zużycia energii oraz dostarczaniu odbiorcom zrozumiałych informacji o rzeczywistym zużyciu energii oraz jej cenach. W niniejszym opracowaniu przedstawiono koncepcję wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej oraz wyniki analiz dotyczących uwarunkowań wdrożenia tych mechanizmów, przy czym: w rozdziale drugim omówiono: unijne i krajowe uwarunkowania formalno-prawne, uwarunkowania wynikające ze struktury podmiotowej rynku energii i systemu taryfowania, możliwości techniczne i organizacyjne wdrożenia mechanizmów DSR; w rozdziale trzecim oszacowano potencjał reakcji strony popytowej, w tym przedstawiono wnioski dotyczące analiz zachowań konsumentów w Polsce na podstawie przeprowadzonych badań statystycznych; w rozdziale czwartym omówiono koncepcję mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zawierającą rekomendację dla funkcjonowania mechanizmu DSR na krajowym rynku energii elektrycznej, w tym: zakres implementacji i program wdrożenia mechanizmów DSR w Polsce, zasady funkcjonowania rekomendowanych programów DSR, wymagania funkcjonalne dla układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami, oczekiwane efekty wprowadzenia rekomendowanych mechanizmów DSR. Produkt "Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE" W opracowaniu przedstawiono opis szczegółowych rozwiązań mechanizmów DSR dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), na poziomie umożliwiającym ich dalszą implementację w regulacjach prawnych oraz odpowiednich regulaminach i instrukcjach, w tym: Model biznesowy rynku usług DSR, zawierający określenie podmiotów uczestniczących w poszczególnych programach DSR i ich ról. Model ekonomiczny kontraktowania i rozliczania usług DSR. Rozwiązania techniczne, m.in. model i zakres wymiany informacji pomiędzy podmiotami rynku usług DSR, sposób działania układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter). Wymagane rozwiązania legislacyjne umożliwiające pełne wdrożenie proponowanych programów DSR.   Produkt "Opracowanie raportu z realizacji zadania szczegółowego" W opracowaniu, stanowiącym podsumowanie wcześniejszych prac, przedstawiono wybrane elementy wyników prac wcześniejszych etapów, w tym definicję i charakterystykę mechanizmów DSR oraz rolę tych mechanizmów w sterowaniu systemem elektroenergetycznym, uwarunkowania prawne dotyczące wdrożenia mechanizmów DSR w warunkach krajowych, w tym uwarunkowania wynikające z prawa Unii Europejskiej i z prawa krajowego. Przedstawiono również koncepcję mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej uwzględniającą występujące uwarunkowania formalno-prawne, organizacyjne, wynikające z modelu rynku energii elektrycznej i techniczne. Zaproponowano także działania mające na celu wdrożenie proponowanej koncepcji funkcjonowania mechanizmów DSR w warunkach krajowych. Produkty wytworzone w ramach realizacji zadania pt.: II. "Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych". Produkt Analiza Pierwszym produktem opracowanym w ramach zadania jest przegląd uwarunkowań wpływających na perspektywę wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania w Polsce. Celem opracowania było przygotowanie założeń do dalszych prac związanych z wypracowaniem ogólnego modelu rynku opomiarowania w Polsce. Streszczenie: Zakres opracowania obejmuje opis istniejących uwarunkowań prawnych, modeli biznesowych oraz zagadnień technicznych, będących podstawą do prowadzenia prac w kolejnych etapach, polegających na opracowaniu ogólnego modelu rynku opomiarowania, bazującego na wdrożeniu centralnego repozytorium danych pomiarowych. Dokument w poszczególnych rozdziałach zawiera opis istotnych elementów mających wpływ na perspektywę wdrożenia inteligentnego opomiarowania w Polsce, takich jak uwarunkowania prawne w Polsce i Unii Europejskiej, obecna sytuacja na rynku energetycznym w aspekcie opomiarowania i konkurencyjności, istniejące rozwiązania techniczne, doświadczenia światowe i polskie w zakresie wdrażania systemów inteligentnego opomiarowania.Pierwszym elementem dokumentu jest zestawienie istotnych aktów prawnych odnoszących się do rynku opomiarowania energii, w szczególności regulacji europejskich. Dotyczą one w większości obowiązków Państwa w zakresie redukcji zużycia energii (nie tylko elektrycznej) i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych oraz w obszarze poszerzenia praw konsumentów (odbiorców) energii w zakresie praw do dokładnego, opartego o dane rzeczywiste w określonych przedziałach czasu, rozliczenia za zużywaną energię. Spełnienie warunków zdefiniowanych w tych regulacjach, bez zmiany zarówno modelu rynku opomiarowania, jak i rozwiązań technicznych stosowanych w tym obszarze, będzie bardzo trudne, czy wręcz nawet niemożliwe. Przedstawiona w opracowaniu analiza otoczenia prawnego, dotyczy ponadto uregulowań związanych z rozwiązaniami technicznymi, jak również możliwościami finansowania projektu i opisu roli podmiotów w procesie wdrażania systemu inteligentnego opomiarowania. Wskazane zostały również bariery ograniczające wdrażanie systemu inteligentnego opomiarowania w Polsce. Podstawowy wniosek płynący z tej analizy wskazuje na brak jasnych uregulowań w zakresie dostępu do danych pomiarowych dla wszystkich uczestników rynku, co w połączeniu z ciągle silnym wpływem istniejących grup kapitałowych (grup energetycznych) na zachowania będących w ich składzie operatorów systemów dystrybucyjnych i sprzedawców jest istotną barierą rozwoju konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Występujące na styku OSD - sprzedawcy negatywne zjawiska powinny zostać wyeliminowane poprzez utworzenie centralnego repozytorium danych pomiarowych, które byłoby gwarantem (przy wsparciu i udziale regulatora) pełnego i niedyskryminującego dostępu do danych pomiarowych odpowiedniej jakości dla wszystkich podmiotów na rynku. Analiza stanu prawnego wskazuje już dzisiaj istniejące mechanizmy mogące mieć zastosowanie w tworzeniu takiego nowego podmiotu, jak również wskazuje obszary, w których należy stworzyć lub zmodyfikować istniejące regulacje. Kolejny rozdział dokumentu skupia się na analizie sytuacji na rynku polskim, w aspekcie budowy rynku opomiarowania. Została przeprowadzona analiza otoczenia biznesowego, uwzględniająca analizę rynku energii elektrycznej w Polsce i analizę stanu opomiarowania i istniejących modeli biznesowych w zakresie opomiarowania. Przeprowadzono również analizę potencjału otoczenia biznesowego, gdyż bazując na doświadczeniach światowych, należy patrzeć na inteligentne opomiarowania, jako niezbędny element nie tylko sieci elektroenergetycznej przyszłości, ale również jako element codziennego życia aktywnego konsumenta (prosumenta), uczestniczącego w grze rynkowej, który będzie nie tylko świadomie zużywał, ale i produkował energię. W wyniku przeprowadzonych analiz stwierdzono, że w aspekcie budowy rynku opomiarowania w Polsce należy szczególną wagę przywiązać do konieczności wdrażania mechanizmów zarządzania popytem, konieczności monitorowania i poprawy jakości dostaw energii elektrycznej, uwzględnienia zjawiska mikrogeneracji oraz dynamicznego rozwoju innych inicjatyw proekologicznych (np. samochody elektryczne).  W następnej części dokumentu przeprowadzona została analiza dostępnych technologii stosowanych w ramach systemu inteligentnego opomiarowania, ze szczególnym uwzględnieniem dostępnych technologii liczników elektronicznych i dostępnych technologii komunikacyjnych. Poruszony został również temat standaryzacji, jako kluczowego elementu procesu tworzenia ram dla efektywnego wdrażania i funkcjonowania systemu inteligentnego opomiarowania. Wynikiem tej analizy są generalne rekomendacje dotyczące przydatności poszczególnych technologii w zależności od miejsca zastosowania, przeznaczenia, wymagań jakościowych i niezawodnościowych oraz poziomu kosztów. Rekomendacje te nie odzwierciedlają szczegółowych kosztów wykorzystania poszczególnych technologii, ponieważ rozwój techniczny sprawia, że koszty stale się zmieniają (zmniejszają), ponadto docelowe koszty wykorzystania poszczególnych technologii silnie zależą od skali ich zastosowania. Ważnym wnioskiem jest konieczność stałego prowadzenia prac w obszarze standaryzacji stosowanych urządzeń i technologii, ze względu na konieczność zapewnienia ich otwartości i wymienności. Istotnym elementem analizy, zawartym w kolejnym rozdziale opracowania, jest informacja o inicjatywach podejmowanych przez pozostałe kraje UE oraz inne kraje na świecie, w których wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania są najbardziej zaawansowane (w szczególności niektóre stany w Stanach Zjednoczonych oraz Kanada). Przeprowadzona analiza pokazuje, że czas i sposób wdrażania inteligentnego opomiarowania w poszczególnych krajach są zróżnicowane i zależą w głównej mierze od sytuacji bieżącej w danym kraju i motywacji do działania, czyli identyfikacji głównych problemów na rynku energii elektrycznej oraz sprecyzowania głównych celów wdrożenia. Bardzo istotny jest również sam model rynku energii elektrycznej (i zależności między poszczególnymi podmiotami na danym rynku), który często determinuje przyjęty model finansowy. Istotnym wnioskiem jest stwierdzenie faktu, że dany model rynku opomiarowania zaimplementowany w danym kraju wydaje się być nie do przeniesienia pomiędzy rynkami energii. Pomimo wielu podobieństw modele rynku są różne, przede wszystkim ze względu na inne priorytety i cele, które przyświecały projektom instalacji inteligentnego opomiarowania w poszczególnych krajach. Perspektywa realizowanych celów szczegółowych na każdym z analizowanych rynków jest niepowtarzalna. Co do zasady można stwierdzić, że wszystkie inicjatywy budowania rynku inteligentnego opomiarowania dążą do uelastycznienia zachowań odbiorców i wzrostu bezpieczeństwa energetycznego. Analiza inicjatyw podejmowanych przez inne kraje jest istotna z perspektywy budowy modelu rynku opomiarowania w Polsce, ponieważ ozwala na zapoznanie się z doświadczeniami innych krajów, na prześledzenie pojawiających się tendencji, na analizę pod kątem zaadoptowania całości bądź części danego modelu rynku opomiarowania na polskim rynku. Najważniejszym wnioskiem, jaki można wyciągnąć z analizy prowadzonych na świecie projektów, jest to, że im lepiej opisane są cele projektu i mechanizmy mierzenia realizacji tych celów oraz im bardziej precyzyjnie opisane są relacje pomiędzy podmiotami na rynku opomiarowania i ich zakresy odpowiedzialności w obszarze opomiarowania oraz im większy jest poziom standaryzacji rozwiązań technicznych (zakresów funkcjonalnych i protokołów komunikacyjnych w szczególności), tym większe są szanse sukcesu (mierzonego w kategoriach powszechności i korzyści odnoszonych przez wszystkich uczestników rynku) wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania. Ostatni rozdział dokumentu to analiza dotychczasowych wdrożeń pilotażowych inteligentnego opomiarowania w Polsce, przeprowadzona w oparciu o wybrane zaprezentowane przykłady i dane. Poprzez analizę w zakresie wykorzystywanych technologii oraz w zakresie organizacji projektów przedstawione zostały wnioski prezentujące zalety dotychczasowych działań/rozwiązań, jak również istotne ograniczenia i niedoskonałości. Podstawowym wnioskiem z tej analizy jest obserwacja świadcząca o tym, że w Polsce nie ma instalacji pilotażowych w zakresie inteligentnego opomiarowania, z których można byłoby wyciągnąć wnioski biznesowe. Istniejące instalacje należałoby określić instalacjami laboratoryjnymi - instalacjami demonstracyjnymi. Ograniczają się one do instalacji niewielkiej ilości liczników na ograniczonym, określonym obszarze (projekty pilotażowe/laboratoryjne instalacji dla odbiorców indywidualnych, jak i produkcyjne dla odbiorców przemysłowych). Wspomniane instalacje mają służyć przede wszystkim weryfikacji (potwierdzeniu skuteczności) działania technologii i funkcjonalności dostępnych rozwiązań w zakresie odczytu danych i przekazywania wybranych sygnałów do liczników. Podstawowe wnioski, które zawiera niniejsze opracowanie "Analiza", i które zostały wysnute na podstawie toczących się i zakończonych projektów na świecie są następujące: We wszystkich krajach UE, w których prowadzone są projekty, istotną rolę w ich uruchomieniu odgrywa państwo. System inteligentnego opomiarowania stwarza bowiem możliwości do realizacji obowiązków oraz celów państwa. To właśnie państwo ma moc zrównoważenia interesów i korzyści wszystkich podmiotów rynku energii. W krajach, w których kwestie modelu rynku opomiarowania pozostawiono bez uregulowań prawnych oraz nie określono podstawowych wymagań funkcjonalnych, projekty utknęły w martwym punkcie. Istniejące technologie nie stanowią ograniczenia we wdrażaniu systemu inteligentnego opomiarowania, jednak dobór technologii zależy od celów stawianych systemowi (funkcjonalności rozwiązania), wymagań niezawodnościowych, parametrów kosztowych, a w przypadku doboru technologii telekomunikacyjnych uwzględniać powinien uwarunkowania poszczególnych lokalizacji (ukształtowanie terenu, gęstość zabudowy, dostępną infrastrukturę). System inteligentnego opomiarowania wzmacnia konkurencyjność rynku energii - umacnia pozycję odbiorcy końcowego, ogranicza pozycję monopolistyczną przedsiębiorstw energetycznych i daje możliwości działania nowym podmiotom na rynku. Realizacja ogólnospołecznych celów wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania nie zależy od przyjętych rozwiązań technicznych - znacznie bardziej musi uwzględniać otoczenie biznesowe, które powinno w pełni wykorzystać możliwości, jakie niesie wdrożenie inteligentnego opomiarowania (taryfy czasu rzeczywistego, mikrogeneracja, uczestnictwo konsumentów w bilansowaniu systemu, sieci domowe odbiorców ( HAN-Home Area Networks). Zaprezentowany materiał w dokumencie "Analiza" ma charakter przeglądowy. Dokument został opracowany w wyniku analizy szeregu dostępnych źródeł informacji dotyczących inteligentnego opomiarowania, źródeł zarówno krajowych, jak i światowych. W ramach pracy nad dokumentem przeanalizowano szereg dokumentów będących obowiązującymi źródłami prawa w Polsce i Unii Europejskiej (dyrektywy, ustawy, rozporządzenia, itp.). Produkt Ogólny model rynku opomiarowania Drugi produkt opracowany w ramach zadania zawiera opis nowego kształtu rynku opomiarowania w Polsce, który został wyłoniony po dyskusji opartej o analizę zarówno stanu prawnego w Polsce oraz w Europie, jak i rozwiązań stosowanych w innych krajach. Streszczenie: Wdrożenie inteligentnego opomiarowania powinno wspierać realizację celów operacyjnych i strategicznych poszczególnych interesariuszy. Do najważniejszych, ze względu na zyski możliwe do osiągnięcia w skali kraju, zaliczono: wyzwolenie zachowań na rzecz efektywnego wykorzystania energii, wprowadzenie mechanizmów zarządzania popytem, redukcję strat handlowych i technicznych w sieciach dystrybucyjnych, oszczędności związane z odczytami liczników, poprawę jakości prognozowania popytu, ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na moc. Wszystkie zdefiniowane cele zestawione są z bodźcami służącymi ich realizacji, które jednocześnie stanowią uzasadnienie dla realizacji projektu wdrożenia inteligentnego opomiarowania. Opracowana hierarchia celów pozwoli w toku dalszych prac zaproponować szczegółowe podejście do implementacji systemów AMM (Automated Meter Management) odpowiadające takiej hierarchii. Równie istotne dla oceny stanu zaawansowania i skutków wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania jest zdefiniowanie miar stopnia realizacji każdego z celów wraz z propozycją harmonogramu, w którym pierwsze możliwości monitorowania realizacji celów pojawiają się odpowiednio po 31 grudnia 2012 r. (ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na moc, zwiększenie konkurencyjności rynku, zapewnienie odbiorcom informacji o bieżącym zużyciu energii, utworzenie centralnego repozytorium danych pomiarowych), 31 grudnia 2013 r. (wprowadzenie mechanizmu elastyczności cenowej popytu - ograniczenie podwyżek cen energii, zwiększenie rezerwy mocy w szczytach zapotrzebowania dobowego) i 31 grudnia 2015 r. (obniżenie kosztów bilansowania poprzez wprowadzenie mechanizmów DSR, zwiększenie efektywności wykorzystania sieci przesyłowej i dystrybucyjnej). W opracowaniu modelu rynku opomiarowania przeprowadzono analizę korzyści głównych grup interesu (interesariuszy bezpośrednio odnoszących korzyść z wdrożenia systemów AMM). Dla czterech, najbardziej istotnych interesariuszy (odbiorcy końcowi, sprzedawcy, OSD i OSP), przeprowadzono szczegółową analizę korzyści z predykcją wyników finansowych w perspektywie do roku 2027. W modelu finansowym uwzględniono również konieczne, szacunkowe nakłady inwestycyjne. Z racji na bardzo szybki rozwój technologii skutkujący obniżaniem ich ceny zaprezentowany model kosztów projektów należy traktować jako dość konserwatywny. Podobnie należy traktować ocenę korzyści - ze względu na prognozowane zmiany (wzrost) cen energii oraz usług dystrybucyjnych. Przeprowadzone prace wskazują z jednej strony na bardzo duży potencjał korzyści uzyskiwanych przez wszystkich głównych interesariuszy (od 2 562 mln PLN w przypadku OSP, przez 3 005 mln w przypadku sprzedawcy, aż do 5 035 mln PLN w przypadku OSD). Istotne, ze względów ogólnospołecznych, jest wskazanie dużego potencjału korzyści dla klienta końcowego (ponad 3 498 mln PLN). Co prawda stanowią one częściowo dodatkowy koszt innych interesariuszy (szczególnie OSD), ale według dzisiejszego stanu prawnego klienci końcowi mają do nich prawo (bonifikaty jakościowe) i tylko brak możliwości technicznych oraz sposób dochodzenia tych praw powodują niemożność uzyskania wskazanych korzyści. Należy w tym momencie zwrócić uwagę na fakt, że jeżeli przyjąć, że bonifikata za niedotrzymanie jakości energii stanowi rekompensatę dla odbiorcy za koszty ponoszone przez niego, spowodowane obniżeniem jakości energii- to docelowa eliminacja / istotne ograniczenie tego problemu spowoduje, iż odbiorcy odniosą zysk ("eliminacja kosztów pierwotnych") a OSD nie poniosą dodatkowych kosztów wypłaty bonifikat. W opracowaniu wskazane są sugestie powiązania działań minimalizujących kumulację kosztów wprowadzania systemu inteligentnego opomiarowania dla OSD. Począwszy od rozdziału 4 opracowanie opisuje nowy model rynku opomiarowania. Po rozważeniu trzech różnych wariantów przyjęto model, w którym fizyczny pomiar pozostaje w gestii Operatora Systemu Dystrybucyjnego realizującego usługę dostarczania energii, a dana uzyskana w wyniku przeprowadzenia pomiaru staje się on wartością dystrybuowaną do innych podmiotów rynku energii poprzez Niezależnego Operatora Pomiarów - nowy, centralny podmiot przyszłego rynku energii, odpowiedzialny za realizację standardów zarówno jakościowych, jak i funkcjonalnych wymiany danych (terminowość i wiarygodność danych oraz ich właściwy, ustalony zakres dla każdego z odbiorców). Taki model niesie szereg wartości, z których najważniejsze to łatwy i gwarantowany, niedyskryminujący dostęp do danych pomiarowych w ustalonym zakresie i jakości, poprzez jeden kanał komunikacji dla wszystkich podmiotów rynku. Otwiera to szeroko drzwi do zwiększenia poziomu konkurencyjności rynku energii, poprzez ułatwienie startu nowym sprzedawcom (brak obaw przed utrudnieniami w dostępie do danych, znany poziom jakości danych). Ułatwia również koordynację przesyłania impulsów cenowych do klientów i monitorowanie ich reakcji. Poprawia bezpieczeństwo KSE, tworzy warunki do aktywnego uczestniczenia klientów w rynku energii. Nowy model rynku opomiarowania niesie za sobą również przebudowę przepływów zarówno informacji (wartości, jaką niesie pomiar), jak i strumieni pieniężnych. Opłaty ponoszone przez podmioty na rynku byłyby ceną za ułatwienie dostępu do danych i za gwarancję ich jakości, a więc zjawiska, które pomagają budować sprzedawcom pozycję konkurencyjną. Szczegółowy opis budowy łańcucha wartości informacji i przepływów finansowych będzie przedmiotem kolejnego produktu niniejszego zadania. Nowy, proponowany w opracowaniu, model rynku opomiarowania zmienia również role i powiązania pomiędzy podmiotami rynku energii. Najważniejsze z tych zmian to wprowadzenie Niezależnego Operatora Pomiarów, jako strażnika standardów wymiany informacji odczytowych i sygnałów przekazywanych od i do odbiorcy. Gwarantuje to pełną transparentność i równoprawność wszystkich sprzedawców w dostępie do danych niezależnie od powiązań kapitałowych występującymi pomiędzy podmiotami rynku energii (w szczególności powiązań kapitałowych pomiędzy OSD i sprzedawcą w ramach dużych grup energetycznych). Stwarza to techniczną możliwość wzrostu konkurencyjności rynku (dzięki ułatwieniu procesu zmiany sprzedawcy oraz ułatwieniu startu nowym sprzedawcom). Ważnym wnioskiem opracowania jest również stwierdzenie, że nowy model rynku opomiarowania, w bardzo niewielkim stopniu, zmienia czy ogranicza działania dotychczas istniejących podmiotów rynku energii. Zmiany polegają raczej na uproszczeniu operacji oraz na konieczności integracji informacji z mniejszą liczbą podmiotów, z którymi konieczna jest komunikacja. Dzięki nowym narzędziom pojawią się możliwości uproszczenia procesów biznesowych (windykacji, obsługi liczników, prognozowania, itp.), a co się z tym wiąże ograniczenie ryzyk. Zaistnienie nowego modelu rynku opomiarowania wymaga dokonania niżej przedstawionych zmian w istniejącym stanie rynku energii. W obszarze zmian prawnych, wymagających działań ustawodawcy: Utworzenie Niezależnego Operatora Pomiarów (NOP) i określenia jego kompetencji i obowiązków (w szczególności zmiana uPE i Rozporządzenia systemowego). Zmiany zapewniające zwrot z inwestycji (i możliwość uzyskania finansowania) OSD w infrastrukturę AMI oraz przepływy pieniężne za odczyty (zmiany w zakresie uPE i rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. Nr 128, poz. 895 i Nr 207, poz. 1498 z późn. zm). Wydłużenie okresu legalizacji dotychczasowych liczników (na okres przejściowy) oraz wprowadzenie legalizacji statystycznej liczników, jak również określenie minimalnych wymagań funkcjonalnych dla liczników elektronicznych (zmiana rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 7 stycznia 2008 r. w sprawie wymagań, którym powinny odpowiadać liczniki energii elektrycznej czynnej prądu przemiennego, oraz szczegółowego zakresu sprawdzeń wykonywanych podczas prawnej kontroli metrologicznej tych przyrządów pomiarowych (Dz. U. z dnia 23 stycznia 2008 r.) oraz rozporządzenia systemowego). Zmiana rozporządzenia systemowego w zakresie określenia standardów wymiany informacji. Końcowym elementem opracowania jest zdefiniowanie kryteriów, według których można zróżnicować szczegółowe modele wdrażania nowego modelu rynku opomiarowania. Wyróżniono trzy cele główne: Wzrost efektywności energetycznej i konkurencyjności rynku energii. Umożliwienie realizacji programów DSR. Skrócenie okresu zwrotu z inwestycji poprzez wprowadzenie nowych usług w oparciu o wdrażaną infrastrukturę inteligentnego opomiarowania.   PRODUKT Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowanych mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych. Skonsolidowane podsumowanie. Streszczenie: Produkt prezentuje podsumowanie Projektu "Budowa systemu zarządzania popytem na rynku energetycznym." w ramach zadania "Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowanych mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowanie modeli biznesowych." W ramach podsumowania wyartykułowane zostały m.in takie tematy jak: Podstawowe założenia dla realizacji projektów inteligentnego opomiarowania; Model Rynku Danych Pomiarowych; Elementy infrastruktury inteligentnego opomiarowania; Warianty wdrożenia modelu rynku danych pomiarowych; Rozszerzenie zakresu modelu rynku opomiarowania na inne media; oraz wnioski końcowe z realizacji Projektu. Każdy z poruszonych tematów zawiera dozę rekomendacji i prezentacji istotnych z punktu widzenia prawnego, jak i ekonomicznego - z perspektywy implementacji inteligentnych systemów w Polsce. Wnioski końcowe z Projektu Zaistnienie nowego modelu rynku opomiarowania wymaga dokonania niżej przedstawionych zmian w istniejącym stanie rynku energii: W obszarze zmian prawnych, wymagających działań ustawodawcy: Wprowadzenie regulacji wymuszającej utworzenie Centralnego Repozytorium Danych Pomiarowych i określenia jego formy prawnej, kompetencji i obowiązków (w szczególności zmiana uPE i Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Rozporządzenie Systemowe). Zmiany zapewniające zwrot z inwestycji (i możliwość uzyskania finansowania) OSD w infrastrukturę AMI oraz przepływy pieniężne za odczyty (zmiany w zakresie uPE i rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. Nr 128, poz. 895 i Nr 207, poz. 1498 z późn. zm.). Model płatności za pomiary na rzecz OSD zakłada, że wartość opłaty będzie stała i zostanie uśredniona w całym okresie prognozy, czyli do 2026 roku. Takie założenie sprawia, że OSD otrzyma zwrot inwestowanych środków oraz wynagrodzenie z zaangażowanego kapitału z opóźnieniem. W związku z tym założono, że OSD otrzyma dodatkowe środki, równe stopie wynagrodzenia z zaangażowanego kapitału za czas opóźnienia. Model zakłada zminimalizowanie skokowego wzrostu taryfy dystrybucyjnej dla odbiorcy końcowego (szczególnie w pierwszych latach inwestycji). Drugim założeniem modelu jest, aby OSD otrzymało środki w momencie, gdy pozostali interesariusze będą osiągać korzyści, czyli proporcjonalnie do udostępnianych danych pomiarowych. Dotyczy to szczególnie odbiorcy końcowego, gdyż w zaproponowanym modelu będzie mógł zrekompensować z nadwyżką koszt opłat związanych z inwestycją OSD w AMI z korzyściami wynikającymi z wdrożenia inteligentnego opomiarowania (ograniczenie kosztów w wyniku świadomego zużycia energii, możliwość zmiany sprzedawcy). Wydłużenie okresu legalizacji dotychczasowych liczników (na okres przejściowy) oraz wprowadzenie legalizacji statystycznej liczników, jak również określenie minimalnych wymagań funkcjonalnych dla liczników elektronicznych (zmiana rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 7 stycznia 2008 r. w sprawie wymagań, którym powinny odpowiadać liczniki energii elektrycznej czynnej prądu przemiennego, oraz szczegółowego zakresu sprawdzeń wykonywanych podczas prawnej kontroli metrologicznej tych przyrządów pomiarowych (Dz.U. z dnia 23 stycznia 2008 r.) oraz Rozporządzenia Systemowego). Zmiana Rozporządzenia Systemowego w zakresie określenia standardów wymiany informacji. W obszarze organizacji sektora: Utworzenie podmiotu odpowiedzialnego za Centralne Repozytorium Danych Pomiarowych w formie spółki prawa handlowego; Stworzenie warunków funkcjonowania prosumenta (jako aktywnego konsumenta, z możliwością mikrogeneracji). W obszarze technicznym konieczne jest wprowadzenie standardów (w powiązaniu ze standardami europejskimi) w obszarach: Minimalnej funkcjonalności liczników i ich interfejsów; Wymiany informacji pomiarowych pomiędzy podmiotami rynku. W obszarze innych mediów: Przeprowadzenie ekonomicznej oceny, o której mowa w Dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE z dnia 13 lipca 2009 roku, wszystkich długoterminowych kosztów i korzyści dla rynku i indywidualnego konsumenta w przypadku wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania w gazownictwie. Pilne podjęcie działań w zakresie poprawy efektywności wykorzystania wody. Problem braku rozwiązań legislacyjnych promujących podnoszenie efektywności zużycia wody jest istotny, zarówno w kontekście wdrażania Ramowej Dyrektywy Wodnej, jak i (kompleksowo) polityki zrównoważonego rozwoju. W sytuacji, w której przedsiębiorstwa wodno - kanalizacyjne decydują o taryfach, a użytkownik odpowiada za właściwe działanie systemu pomiarowego, nie ma mowy o podejmowaniu ogólnokrajowych działań proefektywnościowych. Rozważenie kompleksowego podejścia do zagadnień poprawy efektywności wykorzystania energii (poza e.e, gazem i wodą również ciepłą). Jednym z istotnych elementów jest włączenie (zwłaszcza w przypadku wody i ciepła) wdrażanych lokalnie systemów inteligentnego opomiarowania do systemu komunikacyjnego AMI powstającego na rzecz przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Główną funkcją takich systemów, ze względu na naturę innych niż energia elektryczna nośników, jest zdalny odczyt oraz przekazywanie informacji o zużyciu nośnika i jego kosztach, w tym na rzecz wczesnego identyfikowania awarii. Pozwoli to przede wszystkim obniżyć koszty wdrożenia i funkcjonowania systemów inteligentnego opomiarowania innych niż energia elektryczna nośników energii (w tym wody), a co za tym idzie obniżyć koszty obsługi odbiorcy końcowego (w stosunku do sytuacji indywidualnej budowy systemu AMI przez właściwych OSD).