OPTYMALIZACJA MOCY ZAMÓWIONEJ NA PRZYŁĄCZU ELEKTROENERGETYCZNYM – „MOC SEZONOWA”

Rok 2018 był szczególny dla Polskiego rynku energii elektrycznej. Drożejące uprawnienia do emisji CO₂, wzrost cen węgla oraz zielonych certyfikatów spowodował szybki wzrost cen hurtowych  energii na TGE S.A. Po blisko 10 letnie stabilizacji, cena „energii czarnej” zmieniła się z poziomu 160-170 zł/MWh do blisko 260 zł/MWh. Sprzedawcy, którzy nie zabezpieczyli swoich pozycji w kontraktach długoterminowych. Często nie byli w stanie realizować swoich zobowiązań względem odbiorców co kończyło się cofnięciem koncesji na obrót energią elektryczną. W grudniu 2018 roku prezes URE wszczął postępowanie o cofnięcie koncesji 15 spółką co do których istniało podejrzenie, że nie będą w stanie wykonywać działalności koncesjonowanej[1]. Rozwiązanie umowy sprzedaży nie pozbawiało odbiorcy dostępu do energii. Jednak zobowiązany był do przejścia na sprzedaż rezerwową, gdzie cena energii potrafi być 3x droższa niż normalnie.

Oprócz wzrostu cen energii elektrycznej, można było zaobserwować wzrost stawek opłat dystrybucyjnych w tym stawki stałej sieciowej.

Średni wzrost opłaty za mc zamówioną u 5 największych dystrybutorów w 2019 r v. 2018 r w taryfie B23 wyniósł 18,44 %, w taryfie C21 – 7,54% a w C11 – 22,56%

Składnik stały stawki sieciowej jest wyznaczany w oparciu o poniesione koszty eksploatacji sieci przesyłowej i dystrybucyjnej na różnych poziomach napięć oraz utrzymanie niezbędnych rezerw zdolności przesyłowych[2]. Wiek Polskiej infrastruktury elektroenergetycznej, waha się w przedziale 10-40 lat, z czego prawie 40% jest bliska górnej granicy. Coraz częstsze anomalie pogodowe mogą być bezpośrednią przyczyną braku zasilania, ale również stanowią zagrożenie dla konstrukcji linii napowietrznych[3]. Planowane farmy wiatrowe offshore, będą wymagały budowy linii przesyłowych umożliwiających transport energii w kierunku północ-południe. 

Połączenie Polska – Litwa oddane do eksploatacji 4 listopada 2015 roku „LitPol Link” o zdolności przesyłowej 500 MW. Umożliwienie przesyłu energii wymagało po stronie polskiej realizacji 11 zadań inwestycyjnych o łącznej wartości 2,14 mld. zł. Inwestycja obejmowała budowę 4 linii przesyłowych wysokich napięć 400 kV wraz z budową 5 nowych stacji i rozbudową 2 stacji elektroenergetycznych najwyższych napięć[4].

Transformacja energetyczna będzie wymagała znacznych nakładów finansowych, które bezpośrednio przełożą się na wysokość składnika stałego stawki sieciowej.

Nowo budowane obiekty w celu zapewnienia odpowiedniego komfortu ich użytkownikom wymagają znacznego zużycia energii i zamówienia odpowiednie mocy czynnej. Obiorcy z grupy taryfowej G1x ponoszą koszt mocy jednorazowo na etapie przyłączania obiektu do sieci. W przypadku przedsiębiorców opłata ta jest ponoszona co miesiąc i stanowi znaczny koszt w pozycji usług dystrybucji energii elektrycznej. Ogrzewanie elektryczne, wentylacja mechaniczna, klimatyzacja , oświetlenie czy coraz modniejsze stacje ładowania pojazdów wymagają zapewnienia odpowiedniego poziomu mocy. Warto zwrócić uwagę na profil pobieranej mocy przez dany obiekt, który często jest związany z występującymi warunkami pogodowymi a co za tym idzie charakteryzuje się zmiennym obciążeniem. Analiza wielkości pobieranej mocy z układu pomiarowego wraz z weryfikacją schematu zasilania danego przyłącza  może posłużyć nam do wyznaczenia mocy umownej w trybie sezonowy.  Taryfy Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) pozwalają zamawiać moc w różnych wielkościach na poszczególne miesiące roku. Oczywiście przy zachowaniu odpowiedniego terminu określonego w umowie kompleksowej bądź świadczenia usługi dystrybucji energii. 

Dla zaprezentowania korzyści płynących z zamówienia mocy w trybie sezonowym rozpatrzmy poniższy przykład:

Analizowany obiekt pełni funkcję publiczną. Moc przyłączeniowa została określona w projekcie na poziomie 302 kW. przy napięciu 0,4 kV. Pierwotnie moc umowna została wyznaczona na poziomie 226 kw.  Po analizie profilu mocy z układu pomiarowego, zmniejszono ją do 170 kW. Weryfikacja dokumentacji technicznej pokazała, że tak wysoka moc była wynikiem zainstalowania na dachu budynku centrali wentylacyjnej wyposażonej w sekcje nagrzewnicy elektrycznej o mocy 5×20 kW. Poszczególne stopnie grzałek załączały się w zależności o temperatury zewnętrznej. Szczytowe zapotrzebowanie na moc występowało w okresie od października do marca. Natomiast w sezonie letnim moc wykorzystana stanowiła 20% mocy umownej.

Roczne koszty z tytułu opłaty stałej sieciowej dla mocy 170 kW. Po wprowadzeniu mocy sezonowej w 2020 r., kształtowały się następująco:

Dla mocy 170 kW [zł]	Po wprowadzeniu mocy sezonowej [zł]	Oszczędność  [zł]
24 949,20 zł	18 834,20	6 115,00 zł*

^*Oprócz opłaty stałej od mocy jest również naliczana opłata przejściowa. Jednak z uwagi na jej niską stawkę w 2020 r., została ona pominięta w obliczeniach.

Wprowadzenie mocy sezonowej dla powyższego obiektu było bardzo zachowawcze. Analiza pracy centrali względem temperatur zewnętrznych umożliwiłaby precyzyjne określenie mocy co przełoży się na zwiększone oszczędności. Wprowadzenie mocy sezonowej nie wymaga ingerencji w układ pomiarowy i przynosi oszczędności od pierwszego miesiąca jej wprowadzenia.

---

[1] Motowidlak T., Kształtowanie się cen energii elektrycznej w Polsce, Wydawnictwo Uniwersytetu Łódzkiego, Łódź 2019

[2] Mielczarski W. Rynki energii elektrycznej wybrane aspekty techniczne i ekonomiczne, Wydawnictwo Agencja Rynku Energii S.A.i Energoprojekt Consulting S.A., Warszawa 2000

[3] Rynek energii, Struktura wiekowa Polskiej infrastruktury energetycznej, nr 2/2017

[4] Most energetyczny Polska-Litwa rozpoczyna pierwszy dzień pracy .- Rynek Infrastruktury: Porty, Stocznie, Lotnisko, Porty lotnicze, Autostrada, Obwodnica, Energetyka, Ciepłownictwo, Linie kolejowe, PKP PLK, Telekomunikacja, Operatorzy [dostęp 12/2020]