3218343838

Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSF,

2.    Taryfy z wyłączeniem (ICR).

3.    Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC).

Uwzględniając strukturę podmiotową polskiego rynku energii elektrycznej i relacje pomiędzy poszczególnymi podmiotami, uczestnikami programów DSR, których właścicielem będzie OSP, powinni być następujący użytkownicy systemu elektroenergetycznego:

•    URBok i URD typu odbiorca - udział bezpośredni po spełnieniu warunków technicznych określonych przez OSP.

•    URB będący jednocześnie podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe obsługiwanych przez siebie odbiorców - funkcja agregatora odbiorców indywidualnych uczestniczących w programie w sposób pośredni.

Długoterminowe zwiększenie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego można uzyskać wpływając na zachowania odbiorców energii w zakresie zużycia energii elektrycznej. Zachowania te powinny być ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużywanej przez nich energii elektrycznej, prowadzącej w konsekwencji do dobowego wyrównania krzywej zużycia. Najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty i świadomość odbiorców. Najskuteczniejszym narzędziem do osiągnięcia tego typu celów są programy DSR oparte na taryfach wielostrefowych. W ramach tego typu mechanizmów zarekomendowano wdrożenie następujących programów DSR, których właścicielami będą sprzedawcy energii elektrycznej:

1.    Taryfy wielostrefowe (TOU).

2.    Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP).

Programy DSR, których właścicielami są sprzedawcy energii elektrycznej powinny być kierowane do odbiorców końcowych należących do różnych grup taryfowych, którzy nie uczestniczą samodzielnie w hurtowym rynku energii elektrycznej.

Wdrożenie proponowanych taryfowych programów DSR powinno być wspierane przez operatorów systemów (OSP i OSP) z wykorzystaniem odpowiedniej konstrukcji taryf usług przesyłowych i dystrybucyjnych. Oznacza to, że taryfy usług przesyłowych i dystrybucyjnych również powinny być zróżnicowane w poszczególnych godzinach doby i dopasowane do dobowej i sezonowej zmienności zapotrzebowania na energię elektryczną oraz cen energii i kosztów jej dostarczenia w poszczególnych godzinach doby. Jest to zgodne z zakładanymi w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku działaniami na rzecz poprawy efektywności energetycznej, które przewidują zastosowanie technik zarządzania popytem (Demand Side Management). Obejmują one stymulowanie poprzez m.in. zróżnicowanie dobowe stawek opłat dystrybucyjnych oraz cen energii elektrycznej w oparciu o ceny referencyjne będące wynikiem wprowadzenia rynku dnia bieżącego oraz przekazanie sygnałów cenowych odbiorcom za pomocą zdalnej dwustronnej komunikacji z licznikami elektronicznymi.

Przeprowadzone w ramach etapu II analizy pozwoliły zidentyfikować występujące ograniczenia, które w znacznym stopniu limitują pełne wdrożenie proponowanych

Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A.

Wersja 2.1. Strona 6 z 98

-TATA