| Spis treści |
|---|
| Start |
| Galeria |
| Poprzednia edycja |
Może zamiast pytać o to, czy wystarczy nam mocy powinniśmy zastanowić się jaki powinien być rynek elektroenergetyczny?
Rynek mocy jest biznesowym mechanizmem obejmującym zasady dostarczania mocy elektrycznej oraz wynagradzania za gotowość do jej dostarczenia. Wśród rynkowych instrumentów służących do zapewnienia wystarczalności generacji możemy wyróżnić: stymulację poprzez ceny energii elektrycznej (rynek jednotowarowy - "energy only market") lub poprzez płatności za moc potrzebną do wytworzenia tejże energii jako odrębny towar (rynek dwutowarowy - "capacity market"). Zdaniem kancelarii CMS oraz wielu uczestników II Seminarium "Rynek mocy i inne mechanizmy mocowe" (które odbyło się w dniu 27.02.2018), jednotowarowy rynek energii nie zapewnia wystarczających sygnałów inwestycyjnych dla budowy lub utrzymania i modernizacji mocy wymaganych w KSE.
Obszary Ustawy o rynku mocy, na które w pierwszej kolejności powinny przygotować się przedsiębiorstwa
Jednym z aktualnie kluczowych obszarów dla przedsiębiorstw jest bezpieczeństwo energetyczne, które wg art. 3 pkt. 16 PE jest stanem gospodarki umożliwiającym pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska. Z kolei bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej to zdolność systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię (wystarczalność mocy wytwórczych, ang. generation adequacy).
Piotr Ciołkowski, radca prawny i Partner w Departamencie Energetyki warszawskiego biura CMS przypomniał, że zagwarantowanie w perspektywie średnioterminowej bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej wymaga budowy nowych źródeł wytwórczych bez względu na podejście do wypełnienia konkluzji BAT dla istniejących źródeł wytwórczych. Całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze w perspektywie do roku 2035 wynosi około 23 GW w scenariuszu modernizacyjnego BAT, natomiast dla scenariusza wycofań BAT szacuje się około 30 GW. Warto nadmienić, że bez budowy nowych jednostek wytwórczych niedobór rezerw mocy dostępnych w ramach krajowych zasobów wytwórczych (bez uwzględnienia zdolności importowych) może wystąpić w 2022 roku dla scenariusza modernizacyjnego, a dla scenariusza wycofać w roku 2020.
Konieczne jest terminowe oddawanie do eksploatacji realizowanych obecnie oraz zaplanowanych do realizacji źródeł wytwórczych JWCD (około 5,8 GW). Wśród przyczyn braku możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc w KSE w pierwszej kolejności wskazać należy wzrost zapotrzebowania na moc. Rekordową wartość dla Polski - 26,2 GW - odnotowaliśmy w styczniu 2017 roku. Kolejną przyczyną jest wzrost udziału OZE w miksie energetycznym i jego wpływ na pracę KSE. Źródła niesterowalne oraz niewielkie koszty operacyjne wpłynęły na niskie ceny energii. W okresie grudzień 2016 - styczeń 2017 odnotowano rekordową produkcję energii elektrycznej ze źródeł wiatrowych - owa moc stanowiła 1/3 mocy w KSE. Następnie wymienić należy duże uzależnienie od elektrowni węglowych (około 70% zainstalowanych mocy) - wyłączenia lub konieczność modernizacji z uwagi na ograniczenia środowiskowe. Nie bez znaczena jest też starzenie się infrastruktury. Aktualnie ponad 60% elektrowni ma co najmniej 25 lat - w większości są w pełni zamortyzowane, co powoduje niskie ceny energii. Na brak możliwości pokrycia zapotrzebowania wpływają również ograniczenia środowiskowe (w szczególności dyrektywa IED) oraz niskie ceny energii elektrycznej (POLPX RDN 2016 - 161,74 PLN), a także niskie zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych - ograniczone zdolności importu energii elektrycznej.
Obecnie stosowane usługi systemowe wspomagające pracę KSE, które służą doraźnemu bilansowaniu zapotrzebowania na moc, to: interwencyjna rezerwa zimna (IRZ) - moc zakontraktowana: 830 MW; operacyjna rezerwa mocy (ORM) oraz redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP (DSR interwencyjny). Reprezentanci kancelarii CMS przypomnieli, że stosowane usługi systemowe są niewystarczające dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w perspektywie średnio- i długoterminowej, a także przy równoczesnym zaistnieniu kilku przyczyn ograniczenia mocy w systemie (jak w sierpniu 2015 roku - upalna pogoda, niski poziom stanu wód, remonty). Rynek Mocy jest niezbędny w celu przeciwdziałania braku mocy w KSE (tzw. missing capacity) poprzez rozwiązanie problemu brakujących przychodów (tzw. missing money), co w konsekwencji powinno pobudzić inwestycje w nowe moce.
Przebieg prac nad projektem ustawy o Rynku mocy
06.12.2017 r. - Uchwalenie ustawy przez Sejm
07.12.2017 r. - Stanowisko Senatu (wniósł poprawki)
08.12.2017 r. - Rozpatrywanie stanowiska Senatu (przyjęcie poprawek)
11.12.2017 r. - Przekazanie ustawy Prezydentowi do podpisu
28.12.1017 r. - Podpisanie ustawy przez Prezydenta
03.01.2018 r. - Ogłoszenie ustawy w dzienniku ustaw
18.01.2018 r. - Wejście w życie
07.02.2018 r. - Komisja Europejska zatwierdziła ustawę o Rynku mocy (wydała decyzję o zgodności pomocy publicznej z rynkiem wewnętrznym Unii Europejskiej).
Ustawa o Rynku mocy - kluczowe obszary poprawek Ministerstwa energii po uzgodnieniach z Komisją Europejską
Michał Andruszkiewicz, adwokat i starszy prawnik w Departamencie Energetyki poznańskiego biura CMS, podkreślił, że kluczową zmianą Ministerstwa Energii w ustawie o Rynku mocy była likwidacja koszyków aukcyjnych (jedna cena rozliczeniowa dla wszystkich jednostek rynku mocy uczestniczących w aukcji). Zmiana ta miała umożliwić neutralność technologiczną, która jest preferowana przez Komisję Europejską.
Elementami różnicującymi JRM zamiast technologii są cenotwórcy i cenobiorca. Długość umowy mocowej w zależności od jednostkowego poziomu nakładów inwestycyjnych (CAPEX):
- 15 lat - nowe JRM z CAPEX powyżej 3,3 mPLN/MW,
- 5 lat - nowe i modernizowane JRM oraz JRM DSR z CAPEX powyżej 0,5 mPLN/MW
- 1 rok - pozostałe JRM
Kolejnymi zmianami są korzystniejsze rozwiązania dla DSR. Zaoferowano możliwość zawierania 5-letnich umów mocowych (dotychczas: 1 rok), a proces certyfikacji ma być znacznie łatwiejszy (dopuszczenie JRM DSR planowanych). Zmieniono również zasady udziału w aukcji mocy zagranicznych oraz zastąpiono aukcje biletowe aukcją wstępną; kontrakty jednoroczne. Przejściowo w aukcjach mają uczestniczyć interkonektory (do czasu podpisania umów przez OSP). Ostatnią z kluczowych zmian jest tzw. green bonus, czyli wydłużenie kontraktów długoterminowych (15 / 5 lat) o 2 lata dla JRM o EPS 450 kg CO2/MWh lub przeznaczających co najmniej 50% ciepła na cele komunalne (w przypadku CHP).
W dalszej części wystąpienia przedstawiciele kancelarii CMS omówili proces certyfikacji, zasady prowadzenia aukcji mocowych i proces zawierania umowy, przybliżyli wykonywanie obowiązku mocowego oraz zasady wynagrodzenia za jego realizację, jak również skomentowali zasady rozstrzygania ewentualnych sporów z uwzględnieniem kar pieniężnych. Na koniec skoncentrowali się na regulaminie rynku mocy oraz pozostałych dokumenty mających istotny wpływ na ostateczny kształt Rynku mocy, a także korelacje z szykowanym systemem wsparcia dla kogeneracji oraz rynek mocy w optyce Pakietu Zimowego.
"Jaki powinien być rynek elektroenergetyczny? Czy taki jak teraz?"
Dr Tomasz Kowalak uważa, że zanim zapytamy o to, "czy wystarczy nam mocy do bilansu?" należy zastanowić się "jaki powinien być rynek elektroenergetyczny?". Czy ma być taki jaki jest obecnie? Według eksperta zasadne pytanie powinno koncentrować się na tym, jak powinien wyglądać mix energetyczny tj.: struktura aktywów wytwórczych, organizacja rynku oraz poziom elastyczności systemu.
Immanentne ryzyka, które zdaniem Tomasza Kowalaka wynikają ze skupienia zasobów monopaliwowych, przekładają się przede wszystkim na ryzyko zakłócenia dostępu do paliwa pierwotnego (vide: strajk bełchatowski), ryzyko załamania systemu ze względu na podatność na zakłócenia będące wynikiem niezarządzalnych ryzyk sił natury i ludzkiej głupoty.
Wśród składowych ryzyk ekspert wyszczególnia również obciążanie środowiska (powietrza, wody i gleby) efektami działalności górniczej i produktami spalania oraz ryzyko rozszerzenia "węglowej petryfikacji" z ogrzewnictwa na transport (w konwencji e-mobility), a także ryzyko polityczne - pogłębiania konfliktu z Komisją Europejską w zakresie polityki klimatycznej w kontekście zbieżności z celami polityki FR.
Strukturalna nieefektywność infrastruktury w realiach sztywnego popytu skutkuje koniecznością budowy oraz utrzymania niezbędnego zasobu rezerw wytwórczych i sieciowych. Dodatkowo należy pokrywać zapotrzebowanie na moc na zaspokojenie własnych potrzeb wytwarzania, strat sieciowych, jak również energochłonności górnictwa i transportu węgla, która zwiększa się w dodatniej pętli sprzężenia zwrotnego wywołanego postępującym wzrostem zapotrzebowania na energię.
Przyjęty model Rynku mocy nakierowany jest na dofinansowanie istniejących źródeł cieplnych (z racji ich dyspozycyjności) na poziomie umożliwiającym/stymulującym kolejne podobne inwestycje w dodatnim, wielokrotnie zapętlonym, sprzężeniu zwrotnym prowadzi do nasilania obserwowanych naprężeń w KSE.
Ekspert zwrócił uwagą na zagrożenie dla konkurencyjności gospodarki ze względu na koszty jawne, koszty ukryte oraz jakość energii w modelu tradycyjnym. Koszty jawne (pokrywane przez rynek energii) zaczynają być znacząco wyższe niż w krajach transformujących swoje rynki energii. Istnienie kosztów ukrytych (externalities) jest wypierane ze świadomości, ale nie z rzeczywistości (np. smog jest produktem ubocznym polityki prowęglowej). Z kolei ryzyko zakłóceń w dostawach rośnie w miarę nasilania się anomalii pogodowych.
Ustawa o Rynku Mocy, według Tomasza Kowalaka, w teorii ma służyć wzmocnieniu konkurencji na rynku wytwarzania energii elektrycznej, ale faktycznie preferuje scentralizowane źródła węglowe, deprecjonuje zasoby niezbędne do świadczenia usług DSM, w tym generację lokalną. Dlaczego umowy mocowe na 15 lat są dostępne wyłącznie dla źródeł wytwórczych nowych - samodzielnych, a zasoby wytwórcze - także nowe - odbiorcy, pracujące w sposób stabilny na zmniejszenie jego zapotrzebowania na energię z KSE w ogóle nie mogą być uczestnikiem Rynku Mocy?
Petryfikacja płatności mocowych do 2047r. (2030+15+2) spowoduje, że będzie inaczej niż jest i rynek może już wówczas nie potrzebować zasobów wytwórczych sfinansowanych aktualną ustawą.
Regulamin Rynku Mocy wprowadza pozaustawowe regulacje i kompetencje dla OSP. Bez głębokiej rewizji jego zapisów będzie problem z jego zatwierdzeniem, a zatwierdzony w takiej postaci będzie źródłem sporów. Ekspert podkreślił ponadto, że dopiero po publikacji decyzji KE będzie znana odpowiedź na pytanie, w jakim stopniu uRM wymaga nowelizacji dostosowawczej.
W dalszej części referatu Tomasz Kowalak rekomendował alternatywne rozwiązania, gdyż jego zdaniem rozwiązanie proponowane uRM w perspektywie nasila problemy, które ma rozwiązać, a do tego powoduje nowe, takie jak: potrzeba rewizji priorytetów w polityce energetycznej oraz konieczność zmiany mechanizmów rynku zamiast kolejnej składki na podtrzymanie dotychczasowych. "Jeżeli nowa opłata, to nie mocowa w rozumieniu ustawy" - podsumował Tomasz Kowalak.
Wsparcie odbiorców energii w realizacji usług sterowania popytem.
Robert Duszka, Dyrektor ds. Projektów Badawczych w NMG SA podkreślił, że istotą rynku dwutowarowego jest poprawienie bezpieczeństwa dostaw. Jednym z rzeczonych "towarów" jest energia, a drugim moc, czyli gotowość do dostarczenia jej wtedy, gdy jest niezbędna. Jak usługi redukcyjne i regulacyjne wpłyną na zwiększenie efektywności energetycznej odbiorców? Mimo wysokiej sprawności technicznej i operacyjnej KSE, istnieje ryzyko, że zapotrzebowanie przekroczy zdolności wytwórcze Systemu, narażając go w ten sposób na awarię skutkującą przerwami w dostawach, czyli blackout. Według eksperta działania redukcyjne będą wiązały się przede wszystkim z reorganizacją pracy oraz infrastruktury poprzez np.: zmiany harmonogramowe procesów produkcyjnych, działania zmierzające do redukcji strat ciepła/chłodu w celu przeniesienia na godziny pozaszczytowe i skrócenia czasu pracy urządzeń za nie odpowiedzialnych, ustawianie opóźnienia czasu pracy zmywarki, bądź redukcji oświetlenia zewnętrznego posesji itp.
Jak uczestniczyć w usługach regulacyjnych dzięki budowie lub modernizacji narzędzi IT?
Reprezentant NMG stwierdził, że kluczowe będzie wspomaganie procesu zakupu i zużycia mediów energetycznych, bilansowanie i poprawa efektywności pracy odbiorników, rozliczanie kosztów mediów energetycznych, wyliczanie wskaźników energochłonności i efektywności, a także prowadzenie analiz i raportów. Dodatkowo ważne jest odpowiednie prowadzenie ewidencji i wizualizacji procesów produkcyjnych, kontrola stanów pracy maszyn (dane odczytane ze sterowników, urządzeń pomiarowych lub wprowadzone ręcznie), monitorowanie procesów produkcyjnych oraz wsparcie procesów planowania produkcji i rozliczania kosztów.
Obowiązek Mocowy można przenieść, zarówno w zakresie wielkości wolumenu mocy, jak również w zakresie czasu obowiązywania. Minimalny wolumen to 0,001 MW. W przypadku usług DSM/DSR dostawca Mocy, z nadwyżką, może sprzedać tę nadwyżkę innemu Dostawcy Mocy, minimalny wolumen to również 0,001 MW.
Ekspert omówił również możliwości wykorzystania energii chłodu w płynnym zarządzaniu mocą i energią na przykładzie branży telco. Dla wspomnianego przykładu regulacja oraz redukcja mocy może polegać na zmniejszeniu produkcji chłodu polegającej na podniesieniu temperatury bezwzględnej czynnika chłodzącego przy jednoczesnym podniesieniu mocy pompy. Efektem tego działania będzie uzyskanie identycznej, bądź zbliżonej - lecz wciąż akceptowalnej przez korporacyjne normy jakościowe temperatury w pomieszczeniach. Kwestią indywidualnych wyliczeń i testów dla każdego parku maszynowego jest czas, przez który pompy obiegowe będą w stanie pracować przy zwiększonych obrotach i jak wpłynie to na ich późniejszą eksploatację iewentualne przyspieszenie działań serwisowych związanych z ponadnormatywną eksploatacją. Zestawienie takich wyliczeń z możliwymi do uzyskania benefitami wskaże indywidualny dla każdej z instalacji potencjał w zakresie regulacji mocy.
Przedstawiciel NMG wśród istotnych usprawnień wymienia między innymi wdrożenie nadrzędnego systemu sterowania i nadzoru nad systemami dziedzinowymi, sterującymi pracą instalacjami grzewczymi, wentylacyjnymi, urządzeniami nawiewowymi, agregatami wody lodowej, systemem pomiaru temperatury, wilgotności, wytwarzania sprężonego powietrza oraz pomiaru energii elektrycznej. Cały system obsługuje ok. 5000 zmiennych sterujących poprzez protokoły ModBUS, BacNET, Lonworks i protokoły producentów sterowników.
Kolejnym z case study, przedstawionym przez Roberta Duszkę, było zarządzanie infrastrukturą techniczną pod kątem optymalizacji kosztów w branży datacenter. Z uwagi na fakt, iż branża datacenter jest stosunkowo młodą w Polsce, większość optymalizacji kosztów odbywa się na etapie koncepcyjnym. Potencjał redukcyjny i optymalizacja kosztów ze względu na specyfikę obiektu leży w zdywersyfikowanych, wielostronnych i niezależnych systemach zasilania. Są to budynki z ogromną ilością urządzeń wod.-kan., HVAC, elektrycznej, ppoż, gazowych, i technologicznych. Serwerownie częstokroć wyposażone są w indywidualne generatory OZE różnego typu, jak również akumulatorownie i agregaty spalinowe. Niejednokrotnie posiadają one własne systemy kogeneracji oraz trigeneracji, które mogą zredukować pobór mocy do zasilania wszelkich urządzeń za wyjątkiem komór serwerowych. Niezależne źródła podają, że około 15% energii zużywanej przez serwerownię to oświetlenie, pompy ciepła, odzysk ciepła, CWU i urządzenia elektryczne, których zasilenie w okresie trwania redukcji interwencyjnej z innych źródeł umożliwi aktywne uczestnictwo w programie DSR Operatora i czerpanie z niego korzyści. Ekspert poinformował, że wdrożenie systemu zarządzającego serwerownią klasy DCMS, działaniem objęło około 20 tys. zmiennych obiektowych i około 90 sterowników obiektowych. Rozwiązanie steruje pracą m.in. w ramach systemów wentylacji, klimatyzacji precyzyjnej, chłodniczej, układów SSP, SSWiN, UPS, generatorów prądotwórczych.
Potencjał optymalizacji kosztów produkcji w branży produktów szybko- zbywalnych, jest tym większy, im więcej danych na temat danego Miejsca Powstawania Kosztów - MPK posiadają służby energetyczne i utrzymania ruchu. Profile poszczególnych MPK powinny posiadać punkt odniesienia jako profil referencyjny, spełniający najwyższą jakość produktu i każdorazowo być do niego porównywane.
Potencjał usług DSR/DSM podobnie jak w innych branżach leży po stronie organizacji pracy i polega na rozłożeniu zleceń w czasie w sposób umożliwiający rozdysponowanie przerw produkcyjnych i technologicznych dla najbardziej energochłonnych procesów w okresie szczytowego zapotrzebowania na moc.
Kontrakty dystrybucyjne pomiędzy hutniczymi grupami kapitałowymi, a OSD ze względu na znaczny wolumen posiadają z perspektywy możliwości redukcyjnych ogromny potencjał. Specyfika branży wymaga jednak precyzyjnego wykonania każdego ze zleceń produkcyjnych. Każdorazowo niewiadomą niemożliwą do stuprocentowego przewidzenia są warunki atmosferyczne - temperatura i wilgotność powietrza, mające bezpośredni wpływ na czas trwania (ilość i długość cykli wygrzewania) obróbki materiału. W przypadku dużego prawdopodobieństwa wystąpienia warunków sprzyjających procesowi technologicznemu w okresie pozaszczytowym bądź nocnym, oraz korzystnym oferowanym przez OSD benefitem z tytułu obniżenia energochłonności procesu, opłacalne będzie poniesienie niższych niż ww. benefit kar umownych z tytułu przekroczenia terminu realizacji zlecenia produkcyjnego.
Wdrożenie w celu oceny energochłonności produkcji szyb samochodowych na każdym etapie linii produkcyjnej. Ponadto kontroli poddano również zużycie wody przemysłowej, pitnej i demineralizowanej (wymagającej specjalnych przepływomierzy) oraz sprężonego powietrza. Dodatkowo dokonuje się pomiarów mikroklimatu na halach (temperatura, wilgotność, ciśnienie). W sumie zainstalowano ponad 330 punktów pomiarowych.
Sposób pobierania opłaty mocowej - możliwości optymalizacji kosztowej
Tomasz Ziomek, Prawnik w zespole Praktyki Energetyki i Zasobów Naturalnych oraz Zespole Doradztwa Regulacyjnego w EY, przypomniał, że opłata mocowa będzie pobierana od 2020 r. Rzeczona opłata jest iloczynem ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej w wybranych godzinach doby oraz stawki opłaty mocowej lub jako stawka miesięczna. Opłatę mocową należy traktować jako składnik opłat dystrybucyjnych, a uwzględnia się ją w taryfie za usługi przesyłania, dystrybucji lub sprzedaży energii elektrycznej Płatnikiem opłaty jest operator systemu dystrybucyjnego, który przekazuje zebrane od odbiorców końcowych środki z tytułu tej opłaty zarządcy rozliczeń.
Przedstawiciel EY poinformował, że Prezes URE ma publikować w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki - do 30 września każdego roku - stawki opłaty mocowej (na kolejny rok) oraz wybrane godziny doby przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w systemie, wyznaczone odrębnie dla kwartałów roku dostaw.
Kolejnym z analizowanych aspektów były kryteria uprawniające do ulgi od opłaty mocowej: prowadzenie przeważającej działalności określonej jednym z kodów PKD wymienionych w ustawie, zużycie nie mniej niż 100 GWh oraz wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej na poziomie nie mniejszym niż 3%. Ekspert przyponiał także, że zgodnie z 104 artykułem ustawy o rynku mocy do dnia wydania decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej art. 70 ust. 3 (ulga od opłaty mocowej) z rynkiem wewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek ten nie stanowi pomocy publicznej, przepisów art. 70 ust. 3 i art. 71-73 nie stosuje się.
Wytwarzanie energii na wsłasne potrzeby - czynniki determinujące status autoproducenta
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej uznaje się za odbiorcę końcowego w części, w jakiej na podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym otrzymuje ono lub pobiera z urządzeń, instalacji lub sieci przedsiębiorstwa energetycznego energię elektryczną i zużywa ją na własny użytek. Do własnego użytku nie zalicza się energii elektrycznej zużytej na potrzeby wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.
Tomasz Ziomek podkreślił, że opłatą mocową objęta jest także energia pochodząca z autoprodukcji, jeżeli pobierana jest na podstawie umowy (w tym dystrybucyjnej). Nie musi być to energia zakupiona jak w przypadku opłaty OZE.
Optymalizacja pozostałych opłat regulacyjnych w przypadku energii wytwarzanej we własnych źródłach wytwórczych, która nie jest zakupywana od innego przedsiębiorstwa energetycznego zwolniona jest z obciążeń w zakresie wsparcia OZE, kogeneracji i efektywności energetycznej. Z kolei energia wytwarzana we własnych źródłach wytwórczych, do której przesyłania nie jest wykorzystywana sieć dystrybucyjna innego przedsiębiorstwa energetycznego, nie jest składnikiem stawki sieciowej oraz nie podlega opłacie OZE, opłacie jakościowej, opłacie przejściowej i opłacie mocowej.
Udział jednostek DSR w RM - wymogi i identyfikacja
Jednostka fizyczna dostarczająca moc do systemu poprzez czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej w wyniku wykorzystania sterowanego odbioru lub niebędącej odrębną jednostką fizyczną wytwórczą, o której mowa w art. 3 pkt. 43 ustawy Prawo energetyczne lub magazynem energii elektrycznej, wraz z urządzeniami i instalacjami odbiorcy końcowego.
Jednostka bez generacji wewnętrznej - jednostka fizyczna redukcji zapotrzebowania złożona z urządzeń i instalacji odbiorcy końcowego, w których skład nie wchodzi źródło wytwarzania lub magazyn energii elektrycznej Jednostka z generacją wewnętrzną - jednostka fizyczna redukcji zapotrzebowania złożona z urządzeń i instalacji odbiorcy końcowego oraz źródła wytwarzania lub magazynu energii elektrycznej niebędących odrębną jednostką fizyczną.
Artykuł został zredagowany przez zespół CBE Polska w oparciu o dyskusje i prezentacje wygłoszone/wyświetlone podczas II Seminarium pt. "Rynek mocy i inne mechanizmy mocowe", które odbyło się 27 lutego 2018 r. w Warszawie.
Artykuł został zredagowany przez zespół CBE Polska w oparciu o dyskusje i prezentacje wygłoszone/wyświetlone podczas II Seminarium pt. "Rynek mocy i inne mechanizmy mocowe", które odbyło się 27 lutego 2018 r. w Warszawie.
