Energetyka prosumencka, czyli powrót do społeczeństwa funkcjonującego według praw natury?

1
Politechnika Czestochowska
Wydział Zarządzania
ENERGETYKA PROSUMENCKA
Pierwsza próba konsolidacji
Monografia
Redakca naukowa
Jan Popczyk
Robert Kucęba
Krzysztof Dębowski
Waldemar Jędrzejczyk
Częstochowa 2014

2
Recenzenci:
Dr hab. Dorota Niedziółka prof. SGH - Szkoła Główna Handlowa w Warszawie
Dr hab. inż. Janusz Sowiński, prof. PCz. - Politechnika Częstochowska
Dr hab. inż. Henryk Kocot – Politechnika Śląska
Radakcja naukowa
Prof. dr hab. inż. Jan Popczyk
Prof. PCZ dr hab. inż. Robert Kucęba
Dr hab. inż. Krzysztof Dębowski
Prof. Pcz do hab. inż. Waldemar Jędrzejczyk
Korekta językowa
Redakcja techniczna
Projekt okładki
© Copyright by Sekcja Wydawnictw Wydziału Zarządzania
Politechniki Częstochowskiej
Częstochowa 2014
Sekcja Wydawnictw Wydziału Zarządzania Politechniki Częstochowskiej
42-200 Częstochowa, al. Armii Krajowej 36 B
tel. 34 325 04 80, dystrybucja 34 325 08 67
e-mail: wyd.wz@zim.pcz.pl
Wydanie I; B5. Nakład 100 egz.

3
Spis treści
Wprowadzenie – artykuł problemowy
Jan Popczyk
Jedność energetyki prosumenckiej i innowacji przełomowych .................. 7
Część 1
Uwarunkowania ekonomiczne,
społeczne i przyrodnicze
Piotr Czerwonka, Bożena E. Matusiak, Grzegorz Podgórski, Jerzy S. Zieliński
Bariery regulacyjne w rozwoju Smart Grids w Polsce na przykładzie
projektowanej platformy e-balance ............................................................. 33
Dorota Niedziółka
Rozwój energetyki prosumenckiej a bezpieczeństwo energetyczne ......... 41
Piotr Klatta, Albin Skwarek
Bezpieczeństwo energetyczne polski w wymiarze
strategicznym i operacyjnym ....................................................................... 52
Piotr Skubała, Edyta Sierka
Energetyka prosumencka, czyli powrót do społeczeństwa
funkcjonującego według praw natury? ....................................................... 60
Michał Pietruszewski
Prosumpcja w aspekcie nauk społecznych .................................................. 77
Felicjan Bylok
Prosumpcja na rynku energii w perspektywie teoretycznej ....................... 88
Anna Pamuła
Czynniki zmiany roli z pasywnej w aktywną
i zaangażowania odbiorcy w nowe rozwiązania rynku energii ................ 100
Aleksandra Koszarek-Cyra
Bariery w rozwoju inwestycji z zakresu odnawialnych źródeł energii .... 110
Karolina Gałązka, Piotr Kacejko
Wpływ systemu wsparcia na opłacalność fotowoltaicznych źródeł
prosumenckich .............................................................................................117

4
Część 2
Technika
Robert Ulewicz
Nielegalny pobór energii elektrycznej ....................................................... 131
Janusz Sowiński, Robert Tomaszewski, Artur Wachtarczyk
Symulacyjna analiza produkcji energii elektrycznej i ciepła
z odnawialnych nośników w Polsce ........................................................... 139
Jacek Bojarski, Marcin Jarnut, Grzegorz Benysek
Minimalizacja dynamicznego oddziaływania farmy wiatrowej na sieć
dystrybucyjną w układzie sprzęgania z zasobnikiem energii .................... 148
Jerzy Mikulik, Jakub Jurasz
Analiza możliwości zasilania systemu alarmowego
z wyspowego generatora fotowoltaicznego .............................................. 153
Tomasz Popławski
Wykorzystanie analizy fraktalnej do przewidywania mocy
generacji wiatrowej w instalacjach prosumenckich ................................. 157
Paweł Kobis
Zjawisko prosumpcji w aspekcie wykorzystywania
rozwiązań informatycznych ........................................................................ 162
Robert Wójcicki,
Prosumencka mikroinstalacja fotowoltaiczna na przykładzie domu
jednorodzinnego .......................................................................................... 170
Marcin Fice
Prosumenckie technologie zasobnikowe .................................................... 175
Rafał Setlak, Marcin Fice
Samochód jako źródło i zasobnik dla PME ................................................ 180
Krzysztof Dębowski
Wnioskowanie rozmyte w układzie sterowania prosumenckiej
mikroinstalacji energetycznej PME ............................................................. 185

5
Część 3
Zarządzanie
Bożena E. Matusiak
Modele biznesowe i zarządzanie na rynku energii ................................... 193
Marcin Zawada, Robert Kucęba, Felicjan Bylok, Arnold Pabian
Klasyfikacja i charakterystyka narzędzi wykorzystywanych w procesie
prognozowania zapotrzebowania na energię ............................................ 202
Agata Filipowska, Radosław Hofman
Future energy management system – wspomaganie
zarządzania prosumentami energii elektrycznej ....................................... 215
Weronika Radziszewska, Mirosław Parol, Zbigniew Nahorski
Symulacje komputerowe systemu zarządzania mocą
i energią w mikrosieci ośrodka badawczo-szkoleniowego ....................... 219
Robert Kucęba, Mateusz Bojar
Energetyka Prosumencka w wymiarach zrównoważonego
rozwoju JST .................................................................................................. 224

7
Wprowadzenie – artykuł problemowy
JEDNOŚĆ ENERGETYKI PROSUMENCKIEJ
I INNOWACJI PRZEŁOMOWYCH
Jan Popczyk
Innowacja przełomowa – definicja. Jest to ogólnie innowacja, która przerywa tok
rozwoju określonej branży (sektora), w odróżnieniu od innowacji przyrostowej
zapewniającej kontynuację rozwojową (technologiczną). Komentarz 1. Energetyce
prosumenckiej nadaje się tu status innowacji przełomowej, bo odwraca ona porządek
ukształtowany na wielkich rynkach energii w całym dotychczasowym historycznym
procesie ich rozwoju; to odwrócenie porządku ma podstawowe znaczenie z punktu
widzenia rozróżnienia innowacji przyrostowej i przełomowej. Mianowicie, innowacja
przyrostowa zapewnia ulepszenie produktu/usługi na rynku sektorowym (branżowym), ale
nie zmienia organizacji na tym (wielkim) rynku, w szczególności nie zmienia sposobu
zachowania się klienta (w elektroenergetyce – odbiorcy). Innowacja przełomowa prowadzi
zaś wprost do zmiany rynku, do transformacji klienta w prosumenta. Komentarz 2.
Podkreśla się jednak, że innowacja przełomowa często może nie być, nawet w długim
czasie, akceptowana przez klientów. Dlatego w energetyce prosumenckiej ważne jest jak
najszybsze rozpoczęcie dopasowywania rynku do nowych technologii. Na przykład, ważne
jest współcześnie, aby zaniechać dopasowywania OZE (bardzo istotna, potencjalnie, części
energetyki prosumenckiej) do „głównych” (sektorowych) rynków energii, a zacząć
dopasować rynek energetyki prosumenckiej do OZE [K. Chlebowski1
] (ogólnie trzeba
działać na rzecz zmiany upodobań prosumentów; nie ma natomiast już praktycznie szans
na ukształtowanie odmiennych, od dotychczas stosowanych, umiejętności korporacyjnych
(sektorowych) firm energetycznych, wyspecjalizowanych i zależnych od swoich
historycznych praktyk w zakresie stosowania tradycyjnych technologii, przeznaczonych na
tradycyjne energetyczne (paliwowe) rynki.
Energetyka prosumencka – definicja. Przedstawia się tu trójczłonową definicję
energetyki prosumenckiej. Jest to definicja autorska i nawiązująca do szerokiej panoramy
procesów społecznych i roli energetyki w tych procesach (uwzględniająca wzajemne
oddziaływania zjawisk społecznych, ogólnego rozwoju technologicznego i energetyki w
zróżnicowanych pętlach sprzężeń zwrotnych). Praktycznie definicja nawiązuje (pośrednio)
do takich kategorii jak: człowiek progresywny, prosumpcja trzeciej fali (technologicznej),
synergetyka i piąta fala innowacyjności [J. Popczyk2
], trzecia rewolucja przemysłowa [J.
1
Chlebowski K. Innowacje w energetyce. Dlaczego włączanie OZE do systemu energetycznego niszczy
ich innowacyjny potencjał. www.cire.pl.
2
Popczyk J. Postprzemysłowa energetyka – piąta fala innowacyjności. Wykład inauguracyjny – 65
Inauguracja Roku Akademickiego w Politechnice Śląskiej. Gliwice, październik 2009.

8
Ryfkin3
], ekonomika behawioralna [D. Kahneman4
], innowacja przełomowa. Definicja w
pierwszym członie odwołuje się do prosumenta, czyli do dotychczasowego odbiorcy,
który podejmuje produkcję energii elektrycznej na własne potrzeby. (Komentarz 1. Jest to
nowa jakościowa sytuacja. Mianowicie, oznacza ona historycznie trzeci etap
przełamywania monopolu na rynku energii elektrycznej, pod względem technicznym
najtrudniejszym do zdemonopolizowania. Dwa pierwsze etapy miały miejsce w ostatnich
dwudziestu latach XX wieku; pierwszy etap polegał na wejściu do gry niezależnych
wytwórców w latach 80', drugi natomiast na zastosowaniu w latach 90' zasady TPA).
Człony drugi i trzeci są następujące. Drugi człon definicji – energetyka prosumencka, to
przejście od produktów (energia elektryczna, ciepło, paliwa transportowe) kupowanych
osobno od sektorowych (branżowych) dostawców w energetyce sektorowej do
prosumenckich łańcuchów wartości, czyli do gospodarki energetycznej integrującej popyt i
podaż we wszystkich trzech segmentach produktowych: energii elektrycznej, ciepła i paliw
transportowych. (Komentarz 2. Prosument wykorzystuje dostępne na konkurencyjnym
rynku technologie energetyczne w sposób holistyczny, co oznacza wykorzystanie
technologii wytwórczych łącznie z technologiami proefektywnościowymi po stronie
popytowej, czyli po stronie użytkowania energii i paliw. Prosument wchodzi w aktywne
relacje kupna-sprzedaży z tradycyjnymi dostawcami: odsprzedaje nadwyżki, niewielkie,
wyprodukowanej energii elektrycznej, sprzedaje także usługi systemowe, m.in. takie jak
redukcja zapotrzebowania, wyposaża się w zasobnikowe technologie URE zapewniające
mu rezerwowe zasilanie w energię, zwłaszcza elektryczną, w przypadku awarii
sieciowych). Trzeci człon definicji – energetyka prosumencka, to synteza energetyki i
inteligentnej infrastruktury zarządczej, czyli infrastruktury smart grid. (Komentarz 3.
Podkreśla się, że wykorzystanie inteligentnej infrastruktury do zarządzania gospodarką
energetyczną jest tylko częścią inteligentnej infrastruktury prosumenta, wykorzystywanej
przez niego w całym zakresie aktywności, czyli do zaspakajania potrzeb życiowych takich
jak e-learning, telepraca, telemedycyna, bezpieczeństwo szeroko rozumiane, komfort,
inne). Dodatkowe trzy komentarze. Po pierwsze, zaproponowana definicja rozciąga się
swoim zakresem na wszystkich współczesnych odbiorców energii/paliw (jest rozszerzona
względem potocznego rozumienia, redukującego najczęściej pojęcie prosumenta do
właściciela domu jednorodzinnego); w dominującej części prosument jest osobą fizyczną,
ale również jest to podmiot posiadający osobowość prawną: mały i średni przedsiębiorca,
instytucja samorządowa, wielkie przedsiębiorstwo przemysłowe i inne podmioty). Po
drugie, w definicji kładzie się akcent na kształtowanie gospodarki energetycznej na
„miarę” (w kontekście bilansu, profilu zapotrzebowania), czyli na gospodarkę dostosowaną
do specyficznych potrzeb obecnego odbiorcy (szeroko rozumianego), a przyszłego
prosumenta. W tym podejściu kluczową rolę odgrywa segmentacja podmiotowa energetyki
prosumenckiej oraz perspektywy rozwoju infrastruktury smart grid i inteligentnych
prosumenckich instalacji energetycznych. Po trzecie, prosument stopniowo przejmuje
odpowiedzialność za swoje bezpieczeństwo energetyczne. Jest to możliwe dzięki
postępowi technologicznemu, ale także dzięki rosnącym kompetencjom energetycznym
prosumenta i jego rosnącej skłonności do autoograniczenia się w sferze potrzeb
energetycznych, wynikającej z rosnącej odpowiedzialności społecznej. (Czyli stosowanie
3
Rifkin J. Trzecia rewolucja przemysłowa. Wydawnictwo Sonia Draga. Katowice 2012.
4
Kahneman D. Pułapki myślenia. Wydawnictwo Media Rodzina. Poznań 2012.

9
w przypadku energetyki prosumenckiej opisu bezpieczeństwa energetycznego
ukształtowanego w energetyce WEK jest niewłaściwe).
Trzy trajektorie rozwoju. Energetyka prosumencka jako innowacja przełomowa
jest kategorią ściśle związaną z nową (drugą, rozpoczynającą się) trajektorią rozwoju
energetyki, która będzie narastać równolegle, co jest zrozumiałe, z wygasaniem
dotychczasowej (pierwszej) trajektorii, rys.1. Oczywiście, po wyczerpaniu się
potencjału drugiej trajektorii nieuchronnie nastąpi znowu seria innowacji
przełomowych, i zapoczątkowanie (w odległej perspektywie) trzeciej trajektorii
rozwojowej.
Dokonująca się przebudowa energetyki, o przełomowym charakterze, musi być (na
obecnym etapie) rozpatrywana co najmniej na czterech poziomach: globalnym,
unijnym, krajowym i prosumenckim. Dynamika interakcji między energetyką WEK
(pomostową) i energetyką EP (wstępującą) w horyzoncie 2050 na każdym z tych
poziomów będzie inna. W tym kontekście przywołuje się tu decyzję podjętą na
październikowym (2014) szczycie unijnym ustanawiającą cele 2030: 40/27/30 (%),
które oznaczają redukcję emisji CO2 względem bazy 2005, udział OZE na wszystkich
trzech rynkach końcowych traktowanych łącznie i wzrost efektywności energetycznej
względem scenariusza business as usual, odpowiednio.
Podkreśla się, że decyzję tę trzeba analizować w środowisku regulacyjno-
politycznym, które w szczególności obejmuje: z jednej strony unijny (klimatyczno-
energetyczny) Pakiet 3x20 (określający za pomocą dyrektywy 2009/28) cele 2020, a z
drugiej strony Mapę Drogową 2050, stanowiącą deklarację polityczną UE w sprawie
redukcji emisji CO2 w horyzoncie Mapy o 80÷95%. Komentarz. Pod wpływem
polskiego sprzeciwu wymierzonego w unijną strategię przebudowy energetyki szczyt
unijny przyjął cele 2030 do realizacji przez UE w formule solidarnościowej, z
ustępstwami na rzecz Polski. W praktyce oznacza to w szczególności, że kraje
członkowskie zrealizują solidarnie część polskiego celu emisyjnego (czyli Polska
będzie miała, na zasadzie wyjątku, wydłużony po raz drugi okres korzystania
z darmowych emisji: po wygaśnięciu mechanizmu obecnej derogacji obowiązującej w
okresie 2014÷2020 nastąpi przydział darmowych emisji na okres 2021÷2030). W
praktyce będzie to oznaczało niestety systematyczny wzrost opóźnienia
technologicznego Polski i będzie się zwiększał czas dyfuzji innowacji przełomowej do
gospodarki [J. Popczyk5
]. W konsekwencji Polska nie wykorzysta historycznej szansy
na uwolnienie się, za pomocą energetyki prosumenckiej, od peryferyjnego
(naśladowczego) modelu rozwojowego.
5
Popczyk J. Energetyka rozproszona. Od dominacji energetyki w gospodarce do zrównoważonego
rozwoju , od paliw kopalnych do energii odnawialnej i efektywności energetycznej. Polski Klub
Ekologiczny Okręg Mazowiecki. Warszawa 2011.

10
Rys. 1. Kolejne (trzy: I, II, III) trajektorie rozwoju systemów dostawy energii
elektrycznej (opracowanie własne)
„Wywoławcza” lista innowacji przełomowych w procesie przebudowy
energetyki. Ze względu na to, że pojęcie innowacji przełomowej jest jeszcze mało
znane, a z drugiej strony ma fundamentalne znaczenie z punktu widzenia rozwoju
energetyki prosumenckiej, poniżej przedstawia się „wywoławczą” listę takich
innowacji. Przy tym za każdym razem innowację przełomową przedstawia się w
kontekście interesów, które ona narusza (interesów związanych z tradycyjnymi
technologiami). Lista jest następująca.
1. Mikrobiogazownia (rozumiana jako cała instalacja utylizacyjno-energetyczna) vs
źródło energii elektrycznej (innowacja narusza interesy całej elektroenergetyki WEK,
jednak przede wszystkim wytwórców WEK).
2. Lokalna sieć (instalacja budynkowa) semi off grid vs klasyczna integracja źródeł
rozproszonych z siecią (innowacja narusza interesy całej elektroenergetyki WEK).
3. Smart grid EP vs AMI (innowacja narusza interesy całej elektroenergetyki WEK,
jednak przede wszystkim operatorów OSP i OSD).
4. Dom pasywny vs dom tradycyjny/energochłonny (innowacja narusza pośrednio
interesy gazownictwa i górnictwa węgla kamiennego).
5. Rewitalizacja istniejącego domu do standardu inteligentnego domu semi off grid vs
budowa bloków węglowych (jądrowych) i systemowych sieci
elektroenergetycznych (innowacja narusza interesy całej elektroenergetyki WEK,
jednak przede wszystkim wytwórców WEK).
6. Samochód elektryczny (EV) vs samochód z silnikiem spalinowym (innowacja
narusza przede wszystkim interesy sektora paliw płynnych/transportowych;
producentów samochodów z silnikiem spalinowym; także wytwórców energii
elektrycznej WEK).
7. Car sharing vs własny samochód (innowacja narusza interesy sektora paliw
płynnych/transportowych; także wytwórców energii elektrycznej WEK; jednak przede
wszystkim producentów samochodów z silnikiem spalinowym).

11
Już obecnie przedstawiona lista jest daleko niepełna, i będzie się ona gwałtownie
rozszerzać. Zasadność tej tezy znajduje potwierdzenie w globalnych trendach
technologicznych obrazujących: rozwój technologii środowiskowo-energetycznych,
inteligentnej infrastruktury, technologii domu pasywnego, transportu elektrycznego,
rolnictwa energetycznego.
Za trendami technologicznymi idą już zmiany rynków. Dramatycznie pogarsza się
sytuacja liderów na tradycyjnych rynkach paliwowo-energetycznych: w górnictwie węgla
kamiennego (najbardziej dotkliwym przykładem jest polska Kompania Węglowa, ale także
górnictwo w USA i w innych krajach świata), w sektorze paliw ropopochodnych
(najbardziej dotknięta spadkami cen ropy naftowej i gazu jest Rosja, ale także kraje OPEC
i inni producenci tych paliw), w elektroenergetyce (najbardziej spektakularnymi
przykładami spadku wartości przedsiębiorstw w tym sektorze są z kolei niemieckie firmy
RWE, EON, francuska firma GDF Suez, i wiele innych, w tym polscy liderzy na rynku
energii elektrycznej). Pretendenci zdobywają (tworzą) natomiast nowe rynki. Przykładem
są inwestycje globalnych firm IT w smart grid EP (w tym w handel na rynkach energii
elektrycznej). Przykładem takim są także firmy ICT inwestujące w dobra inwestycyjne dla
energetyki prosumenckiej (w szczególności w produkcję urządzeń wytwórczych dla
energetyki OZE i w produkcję urządzeń energoelektronicznych dla instalacji wytwórczych
oraz hardware dla infrastruktury smart grid EP). Najbardziej spektakularnym przykładem
w skali globalnej jest jednak pretendent na rynku produkcji samochodów elektrycznych w
postaci firmy TESLA (USA) [J. Popczyk6
].
Zmiany rynków potwierdzają siłę synergetyki, czyli nowej konsolidacji obszarów
strukturalnie nieefektywnych: energetyki WEK, budownictwa, transportu i rolnictwa.
Ta nowa konsolidacja – realizowana w dużej mierze pod wpływem wymagań
środowiska, z uwzględnieniem zachodzących zmian w stylu życia, za pomocą
infrastruktury EP – oznacza kształtowanie się energetyki prosumenckiej, jako piątej
fali innowacyjności. Jej charakter różni ją od pierwszych czterech fal. Mianowicie,
będzie to fala oparta na milionach wynalazków, z których będą korzystać miliardy
prosumentów. Udział prosumentów, jako „udziałowców” piątej fali innowacyjności,
będzie decydował o jej dynamice i o jej demokratycznym charakterze.
Bilans energetyczny dla świata. Makroekonomiczny wymiar energtyki
polskiej
Najbardziej syntetyczny obraz obecnej energetyki globalnej i polskiej przedstawiono w
tab. 1 i 2, odpowiednio. Jest to obraz, który pokazuje skalę problemu, którym jest
przebudowa energetyki w kierunku energetyki prosumenckiej. Z całą pewnością, problemu
tego nie da się rozwiązać łatwo i szybko. Horyzont 2050 jest jednak tym, który z punktu
widzenia badania dynamiki interakcji między trajektoriami WEK i EP można uznać za
racjonalny.
6
Popczyk J. Energetyka prosumencka. O dynamice interakcji dwóch trajektorii rozwoju w energetyce:
pomostowej/zstępującej i nowej/wstępującej. Publikacja Europejskiego Kongresu Finansowego. Sopot
2014.

12
Tab. 1. Bilans energetyczny 2013 – świat (liczba ludności: 7 mld; liczba samochodów:
1,1 mld
Roczne zużycie paliw kopalnych, na cele energetyczne (1)
węgiel kamienny węgiel brunatny ropa gaz
Jednostki naturalne 6 mld ton 1 mld ton 4 mld ton 2 bln m3
Wartość (giełdowa),
mld $
540(2)
46(3)
2200(2)
350–1000(4)
Energia chemiczna,
tys. TWh
35 3 45 20
Emisja CO2
(5)
,
mld ton
15 1 9 4
Energia użyteczna,
tys. TWh
12e + 5c
(energia el.
+ ciepło)
1e
(energia el.)
7t
(energia na
„kołach”)
10e + 5c
(energia el.
+ ciepło)
Roczna produkcja energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, tys. TWh
1,4
Roczna produkcja energii w źródłach OZE, tys. TWh
wodne wiatrowe PV biomasowe
2,1e 0,5e 0,2e (0,03e + 0,03c)Niemcy + (0,6t)USA+Brazylia
(6)
Źródło: opracowanie własne (dane wyjściowe ustalono w drodze krytycznego przeglądu
i „krzyżowej” weryfikacji piśmiennictwa internetowego)
(1)
w szczególności bez zużycia węgla kamiennego i gazu ziemnego na cele procesowe (koksownictwo,
przemysł chemiczny, …); (2)
przyjęto jednostkowe ceny giełdowe: węgiel kamienny – 80 $/t, ropa – 550
$/t (90 $/baryłka); gaz 140 $/(tys. m3
); (3)
do oszacowania wartości węgla brunatnego, który nie jest
notowany na giełdach, przyjęto praktyczną regułę, zgodnie z którą cena jednostki energii chemicznej w
węglu brunatnym jest równa 0,7 ceny jednostki energii chemicznej w węglu kamiennym; (4)
wartość rynku
gazu, który praktycznie jeszcze nie podlega wycenie giełdowej (chociaż specyficzne formy wyceny
giełdowej, globalnej w przypadku gazu płynnego oraz lokalnej w postaci habów gazu sieciowego, będą
niewątpliwie rozwijane w kolejnych latach) oszacowano w postaci przedziału: dolna wartość przedziału
jest związana z krótkotrwałym mechanizmem rynkowym, który ukształtował się w USA pod wpływem
boomu gazu łupkowego (boom ten spowodował zrównanie się cen energii chemicznej w gazie i w węglu
kamiennym), górna wartość jest z kolei charakterystyczna dla reguły, która obowiązywała przez
dziesięciolecia w dostawach sieciowych rosyjskiego gazu ziemnego do Europy i polegała na indeksowaniu
(z 9-cio miesięcznym opóźnieniem) cen gazu w kontraktach długoterminowych take or pay cenami
giełdowymi ropy naftowej; (5)
oszacowania wykonane przy założeniu spalania stechiometrycznego; (6)
w
oszacowaniu uwzględniono dane dla trzech światowych liderów w zaawansowanych technologiach
energetycznego wykorzystania biomasy (poza spalaniem nieprzetworzonej biomasy drzewnej oraz innej
stałej), mianowicie dla Niemiec (produkcja energii elektrycznej i ciepła w biogazowniach połączonych ze
źródłami kogeneracyjnymi) oraz dla USA i Brazylii (produkcja paliw transportowych w biorafineriach).
Dodatkowy komentarz problemowy do tab. 1 jest następujący. Demontaż cenotwórstwa
gazu ziemnego kończy długi okres, trwający od końca II wojny światowej (a na pewno od
powołania Wspólnoty Węgla i Stali w 1952 r.), w którym paliwa kopalne (i energetyka
związana z tymi paliwami) były głównym narzędziem gry interesów wykorzystywanym
przez układy (sojusze) polityczno-korporacyjne na poziomie globalnym i w polityce o
wymiarze państwowym. Do prowadzenia tej gry służyły bariery celne, monopole
narodowe, podatki (akcyza), parapodatki (opłaty środowiskowe, np. w postaci opłat za
emisje). Dwa mechanizmy – indeksowanie cen gazu cenami ropy naftowej i monopole
narodowe na rynkach energii elektrycznej produkowanej w źródłach węglowych
(dominujących w strukturze paliwowej w elektroenergetyce) – miały szczególnie

13
destrukcyjny charakter i powodowały w dużym stopniu samonapędzanie się wzrostów, o
charakterze zintegrowanym, cen wszystkich trzech paliw kopalnych. Współcześnie
następuje, pod wpływem postępu technologicznego i związanych z nim zmian
społecznych, przebudowa starych sojuszy powiązanych z paliwami kopalnymi i budowa
nowych mechanizmów energetyki prosumenckiej (stanowiącej kombinację efektywności
energetycznej, OZE, smart gridu i gazu jako paliwa ubezpieczającego) w lokalnych
środowiskach demokratyczno-rynkowych.
W inny sposób, niż sytuację globalną, przedstawia się poniżej sytuację krajową, tab. 2.
Przebudowa całej polskiej energetyki (zmiana jej trajektorii rozwoju), to w wymiarze
praktycznym nowe ukształtowanie segmentu energetycznego rynku wewnętrznego o
łącznej rocznej wartości (z podatkami, i opłatami za uprawnienia do emisji CO2) równej
około 180 mld PLN. To nowe ukształtowanie daje szansę na istotną zmianę bilansu
handlowego (stanowiącego część bilansu płatniczego) Polski. Mianowicie, w perspektywie
długoterminowej chodzi o przeciwstawienie się dwóm wielkim zagrożeniom: pierwszemu
związanemu z negatywnym wpływem energetyki na bilans płatniczy (handlowy) kraju i
drugiemu związanemu z rosnącą fiskalizacją energetyki.
Tab. 2. Kolonizacyjno-fiskalny model polskiej energetyki. Szacunkowe dane roczne
(2013) w mld PLN obrazujące wymiar makroekonomiczny WEK wPolsce
ENERGETYKA WEK
Rynkikońcowe
(z podatkami
i parapodatkami)
~180
paliwa transportowe
energia
elektryczna
ciepło
100 48 30
Import >75
paliwa
ropa gaz węgiel biomasa1
45 15 3 0,6
dobra inwestycyjne
elektroenergetyka
(głównie bloki węglowe)
gazownictwo
sektor paliw
transportowych
5 3 3
know how (usługi konsultingowe)– b.d.
Podatki,
parapodatki, ~80
akcyza – 36 (dominujący udziałpaliw transportowych)
VAT – 38 (dominujący udział ludności)
CO2 – 6 (dominujący udział energetyki węglowej)
Ukryte dopłaty 5 górnictwo węgla kamiennego – 5 (dominujący udział)
MAKROEKONOMIA KRAJU
PKB – 1600, zadłużenie – 800, deficyt budżetowy– 330,
osiągalne przychody ludności– 600
Źródło: opracowanie własne
1
Do współspalania, i przede wszystkim do spalania w największych na świecie – o mocy jednostkowej
200 MW – biomasowych blokach kondensacyjnych.
Generalnie, Polska energetyka zbliża się do modelu „kolonialno-fiskalnego”:
paliwa, dobra inwestycyjne i know how pochodzą przede wszystkim z importu,
sprzedaż jest realizowana tylko na rynek wewnętrzny. Roczny wypływ środków na

14
paliwa z importu: ropa (22 mln ton), gaz (11 mld m3
), węgiel (12 mln ton), biomasa (2
mln ton) wynosi, łącznie, prawie 21 mld $ (65 mld PLN). Roczny wypływ środków na
dobra inwestycyjne z importu: KSE 5 mld PLN (bloki wytwórcze na węgiel kamienny
– Kozienice, Opole, …; bloki wytwórcze gazowe – Stalowa Wola, …; towarzyszące
inwestycje sieciowe), gazownictwo 3 mld PLN (gazoport w Świnoujściu, magazyny,
sieci), sektor paliw płynnych 3 mld PLN (inwestycje Grupy PKN Orlen – w tym blok
gazowy Włocławek, oraz inwestycje Grupy Lotos), łącznie 11 mld PLN. (Do
oszacowania rocznego wypływu środków przyjęto bardzo uproszczony model.
Mianowicie, posłużono się planowanymi harmonogramami realizacyjnymi
poszczególnych inwestycji i założono równomierny rozkład nakładów inwestycyjnych.
Ponadto, przyjęto udział importu w nakładach inwestycyjnych wynoszący około 50%).
Podstawowy model powiązania energetyki wek i ep
Zderzenie obserwowanej obecnie niewydolności inwestycyjnej elektroenergetyki
funkcjonującej zgodnie ze starą trajektorią rozwoju z możliwościami wynikającymi z
nowej trajektorii wymaga modelu ich (trajektorii) powiązania. Jest nim model
przedstawiony na rys. 2. Starą trajektorię rozwoju odwzorowuje się w modelu za
pomocą dobowego profilu KSE, a nową w postaci energetyki prosumenckiej, z
wykorzystaniem jej segmentacji (segmenty: PME, PISE oraz AG). Do opisu powiazań
trajektorii w modelu proponuje się wykorzystanie języka sterowania (technicznego)
oraz zarządzania (biznesowego) [M. Zaborowski7
]. Oczywiście, indywidualne
instalacje (PME), lokalne sieci (PISE), przemysłowe systemy energetyczne (AG)
traktuje się w modelu jako obiekty sterowania i zarządzania. Są to zatem, w przyjętej
konwencji (teorii sterowania), obiekty reprezentujące gospodarkę energetyczną
każdego indywidualnego prosumenta, na którą składają się procesy techniczne i
biznesowe.
Obydwie trajektorie są połączone ze sobą za pomocą sygnałów sterujących i/lub
wielkości służących do celów rozliczeniowych, którymi są dwie najważniejsze ceny
„sprzężone” z profilem KSE: cena giełdowa (ex ante) oraz cena na rynku bilansującym
(ex post). Obydwie te ceny są wynikiem działania mechanizmów rynkowych w obrębie
energetyki WEK. Pierwsza z nich jest w modelu sygnałem „sterującym” (wysyłanym
do inteligentnych liczników prosumentów) na prosumenckim rynku energii
elektrycznej (oczywiście, sygnał ten będzie działał inaczej w każdym z segmentów
EP). Druga jest natomiast charakterystyczna dla ryku usług systemowych (obecnie jest
to rynek usług zarządzanych przez operatora OSP, ale w miarę rozwoju energetyki
prosumenckiej będzie się tworzył rynek usług systemowych zarządzanych przez
operatorów OSD).
Należy przyjąć, że cena z rynku bilansującego sprzężona z profilem KSE (wytwarzana
przez operatora OSP) będzie służyć w energetyce prosumenckiej głównie do rozliczania
usług świadczonych przez prosumentów na rzecz operatorów OSD. Potencjał
poszczególnych segmentów EP do świadczenia usług systemowych jest bardzo
zróżnicowany, największy jest niewątpliwie w wypadku segmentu AG. Trzeba ponadto
7
Zaborowski M. Zarys struktury zintegrowanego systemu zarządzania i sterowania procesami energetyki
prosumenckiej. Konwersatorium Inteligentna Energetyka. Gliwice, 2014.

15
uwzględnić, że oprócz zróżnicowania potencjału poszczególnych segmentów EP na rynku
usług systemowych charakterystyczne jest jeszcze inne zjawisko. Mianowicie, w miarę
zagęszczania impulsowania (próbkowania) sygnału, którym jest cena giełdowa energii
elektrycznej, rynek usług systemowych przekształca się w rynek energii elektrycznej. Z
tym jest związane ogólne zmniejszanie się potencjału rynku tradycyjnych usług
systemowych. Z drugiej strony, nie wiadomo jeszcze jakie inne usługi użyteczne dla KSE,
poza wytworzonymi w jego historycznym procesie rozwoju, wytworzą się w procesie
rozwoju energetyki prosumenckiej.
Z przedstawionych ogólnych uwag dotyczących modelu powiązania starej trajektorii
rozwoju z nową wynika, że na gruncie teorii sterowania mamy do czynienia z układem
hierarchicznym „profil KSE – energetyka EP”, ze zmieniającą się dynamicznie (w czasie),
skomplikowaną sytuacją dotyczącą pętli sprzężenia zwrotnego. Mianowicie, w pierwszej
fazie cena giełdowa będzie działała w energetyce prosumenckiej jako sygnał progowy, a
sprzężenie zwrotne będzie słabe. W drugiej fazie, szybkiego wzrostu energetyki
prosumenckiej, siła sprzężenia zwrotnego też będzie szybko rosła (rozwój energetyki
prosumenckiej będzie blokował wzrost cen energii elektrycznej: giełdowej i na rynku
bilansującym). W trzeciej fazie – rozwoju instalacji semi off grid – pętla sprzężenia
zwrotnego będzie często przerywana, w trybie operatorskim (lub nawet trwale,
w przypadku instalacji off grid).
Rys. 2. Profil KSE i sygnał sterowniczy „sprzężony” z profilem, wysyłany w
sposób ciągły w obszar energetyki prosumenckiej (PE). PME – prosumenckie
(budynkowe) mikroinstalacje energetyczne, PISE – prosumenckie (lokalne:
samorządowe, spółdzielcze, wspólnotowe) inteligentne sieci energetyczne, AG –
autogeneracja (u przedsiębiorców, w przemyśle)
Energetyka prosumencka – róg obfitości. W wierszach 1 do 5 oraz 12, 14 i 15
podano w tab. 3 grube oszacowania zasobów bilansowych (ograniczonych w sensie
podażowym), które na obecnym etapie rozwoju technologii energetycznych są zarazem
zasobami technicznymi. Zasoby wymienione w wierszach 1 do 3 oraz 12 są obecnie
także zasobami ekonomicznymi. Zasoby wymienione w wierszach 4, 5 oraz 14 i 15

16
mogą się stać ekonomicznymi w krótkim czasie (w perspektywie 2020) pod wpływem
wsparcia, a w dłuższym czasie (w perspektywie 2030) nawet bez wsparcia, pod
wpływem regulacji środowiskowych (klimatycznych) i mechanizmów rynkowych.
Dla technologii budynkowych wymienionych w wierszach 6 do 10, a także dla
gazowych technologii kogeneracyjnych w wierszach 11 (mali i średni przedsiębiorcy) i
13 (przemysł) nie podano oszacowań dla rynku krajowego, bo są to technologie, które
nie podlegają ograniczeniom podażowym, a jedynie popytowym (dla
scharakteryzowania potencjału zastosowano ogólną formułę „poziom
samobilansowania”). Ich konkurencyjność już obecnie jest bezsporna, ale tylko na
rynkach wolnych od ułomności (główne ułomności wiążą się z nieprawidłowymi
regulacjami dotyczącymi internalizacji kosztów zewnętrznych, przede wszystkim
związanych ze środowiskiem, a na rynku energii elektrycznej z opłatami przesyłowymi
i usługami systemowymi). Dopóki ułomności nie zostaną wyeliminowane
zastosowanie rozpatrywanych technologii można pobudzić za pomocą wsparcia
(powinno ono być stosowane bardzo ostrożnie).
Tab. 3. Ekspercki (autorski) ranking prosumenckich zasobów i technologii
referencyjnych, na trzech rynkach: energii elektrycznej, ciepła, transportu
Lp. Technologia
Potencjał (2050)
moc szczytowa energia
1 Oświetlenie (ludność) – 3 GW – 6 TWh
2 DSM/DSR (przemysł) – 2 GW – 1 TWh
3
Głęboka termomodernizacja (zasoby
mieszkaniowe i ogólnie budynkowe)
Możliwa redukcja zużycia ciepła:
> 50% (> 150 TWhch)
4
Mikrobiogazownia semi off grid (w
małotowarowym gospodarstwie
rolnym)
3 GW 12 TWhel
5
Technologie utylizacyjne
(miasta/gminy)
5 GW > 30 TWhch
6 Pompa ciepła (budynki)
Do poziomu samobilansowania
7
Kolektor słoneczny (funkcje
rozszerzone na ogrzewanie
budynków)
8 Ogniwo PV (budynki)
9 Mikrowiatrak (mała architektura)
10 Kogeneracja gazowa 1 (budynki)
11
Kogeneracja gazowa 2 (mali i średni
przedsiębiorcy)
12
Modernizacja technologiczna, w
tym procesowa (przemysł)
Możliwość zwiększenia produkcji – przy
obecnym zużyciu energii elektrycznej: 50
do100%
13 Kogeneracja gazowa 3 (przemysł) Do poziomu samobilansowania
14
Biogazownia (rolnictwo
energetyczne)
(przedsiębiorcy – wielkotowarowe
przedsiębiorstwa rolne)
5÷10 GW
Możliwe wykorzystanie 2÷3
mln ha,
100÷200 TWhch
40÷80 TWhel + 50÷100
TWhc)
15 Car sharing, EV (transport)
Możliwa redukcja zużycia paliw
transportowych:
> 50% (> 100 TWhch)

17
Technologie wymienione w wierszach 4, 5 i 14 mają ograniczony (bilansowy)
potencjał podażowy. Przy tym w wypadku mikrobiogazowni w gospodarstwach
rolnych (technologia utylizacyjno-rolnicza) i technologii utylizacyjnych w miastach
(gminach) potencjał jest warunkowany względami ochrony środowiska. W wypadku
rolnictwa energetycznego potencjał jest ograniczony wydajnością rolnictwa (pod tym
względem największe znaczenie mają decyzje polityczne dotyczące GMO) oraz
równowagą bezpieczeństwa żywnościowego i energetycznego w gospodarce
prosumenckiej (w społeczeństwie prosumenckim).
Mikrobiogazownia jako przykład technologii przełomowej
Prosumencki łańcuch wartości związany z mikrobiogazownią. Sama
mikrobiogazownia nie jest innowacją przełomową. Staje się taką dopiero wówczas jeśli
wchodzi w prosumencki łańcuch wartości. Wejście takie wiąże się z koniecznością
wyposażenia mikrobiogazowni w zasobnik biogazu, a instalacji PME w baterię
akumulatorów, zasobnik ciepła, i przede wszystkim w inteligentną infrastrukturę smart grid
EP. Podstawowa lista wartości w prosumenckim łańcuchu wartości z mikrobiogazownią
obejmuje 7 ogniw, którymi są: 1º - produkcja energii elektrycznej na potrzeby własne
(praca on grid lub off grid), 2º - produkcja ciepła na potrzeby własne, 3º - utylizacja
odpadów, przede wszystkim w produkcji hodowlanej gospodarstwa rolnego, ale także
rolnej i odpadów w części bytowej gospodarstwa (komunalnej), 4º - rezerwowe zasilanie
gospodarstwa w stanach niezdatności zasilania sieciowego (praca off grid), zwłaszcza
związanych z rozległymi awarii sieciowymi, 5º - dywersyfikacja produkcji gospodarstwa
(między towarową produkcję rolno-hodowlaną i prosumencką produkcję energetyczną)
celem obniżenia ryzyka biznesowego towarowej produkcji rolniczej, czyli umożliwiającą
zarządzanie ryzykiem cenowym produktów rolnych związanym z klęskami urodzaju i
nieurodzaju w rolnictwie i ryzykiem cenowym na rynkach paliw i energii, 6º - produkcja
(w trybie usługi) energii elektrycznej dla operatorów w stanach deficytu mocy w KSE
(praca on grid), 7º - wyłączanie mikrobiogazowni (w trybie usługi dla operatorów) w
stanach nadpodaży (na rynku bilansującym KSE) energii elektrycznej w ofertach z bloków
WEK.
Istotą przełomu, który wprowadza mikrobiogazownia, i który umożliwia różnorakie
korzyści, jest zapoczątkowanie nowego wykorzystania źródeł OZE, mianowicie w
trybie semi off grid. Ten tryb pociąga za sobą konieczność nowego podejścia do
połączenia źródeł OZE z siecią elektroenergetyczną, mianowicie na warunkach
dyktowanych przez prosumenta, a nie przez operatora (OSD) i sprzedawcę z urzędu
(chodzi tu w szczególności o warunki wynikające z zapotrzebowania operatorów na
usługi w takich stanach jak: deficyt mocy w szczytach obciążenia KSE, nadmiar
zdolności produkcyjnych w wielkich blokach podstawowych w dolinach obciążenia
KSE, rozległe awarie sieciowe, i innych). Dalej, tryb semi off grid pociąga za sobą
konieczność nowego podejścia do struktury prosumenckich zasobników energii/paliw
(struktura mikromagazynu biogazu, zasobników ciepła, akumulatorów elektrycznych).
Wreszcie trzeba uwzględnić, że tryb semi off grid oznacza cykliczną (bardzo
dynamiczną), pracę agregatu kogeneracyjnego (w miejsce pracy ciągłej).

18
Kontenerowa mikrobiogazownia utylizacyjno-rolnicza jako przedmiot programu
badawczego. Mikrobiogazownia taka, chodzi tu o rzeczywistą („demonstracyjną”)
mikrobiogazownię o roboczej nazwie ENERGA 20/PS („KMU-R”) [J. Popczyk8
], stanowi
odpowiedź na dwa ważne uwarunkowania. Pierwszym jest rozdrobniona struktura
polskiego rolnictwa. Gospodarstwa rolne o powierzchni 10 do 50 ha (łączna liczba
gospodarstw około 325 tys.), to potencjalny rynek dla mikrobiogazowni KMU-R. Zakłada
się przy tym referencyjną strukturę substratu 50/50% (odpady gospodarskie i
rolnicze/hodowlane – 50%, kiszonka jednorocznych roślin energetycznych – 50%). Dalej,
zakłada się maksymalny udział gruntu przeznaczonego w gospodarstwie na produkcję
energetyczną poniżej 20% i minimalną powierzchnię jednorocznych upraw
energetycznych w gospodarstwie (kukurydza kiszonkowa, buraki energetyczne, …) nie
mniejszą niż 2…3 ha, przy wydajności energetycznej gruntu uprawnego 50…80 MWh
energii chemicznej na rok i ha.
Drugim uwarunkowaniem jest potrzeba zapewnienia „transportowalności” komory
fermentacyjnej. Łatwy transport komory jest warunkiem jej fabrycznej (warsztatowej)
produkcji, czyli wysokiej jakości i niskiego kosztu. Transportowalność oznacza, że komora
musi mieć gabaryty kontenera transportowego. Stąd wynika objętość komory
fermentacyjnej około 60 m3
Taka objętość umożliwia produkcję biogazu wystarczającą do
produkcji energii elektrycznej ze stałą mocą elektryczną około 10 kW. Przy strukturze
sprawności elektrycznej i cieplnej agregatu kogeneracyjnego 35/45% i rocznym czasie
użytkowania mocy szczytowej równym 7500 godzin produkcja roczna energii elektrycznej
wynosi 75 MWh, a ciepła około 95 MWh. Roczne zapotrzebowanie na energię chemiczną
w substratach (w utylizowanych odpadach i roślinach energetycznych) wynosi około 210
MWh. Połączenie dwóch modułowych komór fermentacyjnych umożliwia zwiększenie
mocy elektrycznej agregatu kogeneracyjnego zintegrowanego z tymi komorami do około
20 kW.
Zakres zrealizowanych przez Politechnikę Śląską, w ścisłej współpracy z firmą
eGIE (eGmina Infrastruktura Energetyka) prac rozwojowych w okresie 2011-2012
dotyczących mikrobiogazowni, obejmujących badania technologiczne (proces
fermentacyjny), opracowanie dokumentacji technicznej (produkcyjnej, warsztatowej)
oraz dokumentacji eksploatacyjnej (w szczególności instrukcji obsługi) umożliwił
rozpoczęcie działań w trzech kierunkach. Po pierwsze, działań mających na celu
uruchomienie produkcji mikrobiogazowni KMU-R i wprowadzenie tej
mikrobiogazowni na rynek w trybie bezpośredniej oferty skierowanej do gospodarstw
rolnych. Po drugie, działań mających na celu utworzenie sieci franczyzowej, która
przejmie mikrobiogazownię KMU-R na tym etapie i zrealizuje program jej wdrożenia
(w formule franczyzowej). Po trzecie, działań mających na celu opracowanie nowej
generacji mikrobiogazowni kontenerowych, przy wykorzystaniu mikrobiogazowni
KMU-R jako prototypu.
Drugi kierunek działań, dotyczących budowy sieci franczyzowej mikrobiogazowni,
może być interesujący przede wszystkim dla silnych inwestorów, zdecydowanych
budować od podstaw taką sieć. Jest to kierunek właściwy dla pretendentów do rynku
(mikrobiogazowni). W tym kontekście w wypadku mikrobiogazowni KMU-R występuje
8
Popczyk J. Raport Energetyka prosumencka jako innowacja przełomowa. www.klaster3x20.pl.
podstrona CEP, BŹEP, Nr katalogowy 1.4.04.

19
konflikt charakterystyczny dla każdej innowacji przełomowej. W wyniku, nie należy
oczekiwać, że lider rynku (tu jedna z czterech korporacyjnych wielkich grup
elektroenergetycznych), współfinansujący razem z NCBiR program badawczy
mikrobiogazowni KMU-R, może być zainteresowany sprzedażą (pretendentowi) produktu
na etapie rozwojowym osiągniętym do końca 2013 r. (kiedy nastąpiło zakończenie
programu badawczego). Dlatego realizacja drugiego kierunku jest mało prawdopodobna w
praktyce, chociaż drugi kierunek byłby bardzo racjonalny pod względem ogólnego interesu
gospodarczego.
Trzeci kierunek należy rozpatrywać w kontekście całkowicie nowych
uwarunkowań w stosunku do tych, które występowały w 2009 r. (początek programu
badawczego). Należy przyjąć na obecnym etapie, że gdyby inwestorami mieli być
rolnicy (pierwszy kierunek), to będą oczekiwać na produkt bardziej dostosowany do
ich potrzeb, o mniejszym ryzyku z ich punktu widzenia. Z kolei osłabienie konfliktu
„liderzy-pretendenci” jest w wypadku mikrobiogazowni możliwe za pomocą jej (jako
produktu rynkowego) „przekierowania” (w biznesie elektroenergetycznym) z rynku
energii elektrycznej na rynek usług systemowych (operatorskich).
Dalsze prace rozwojowe, prowadzące do komercyjnej mikrobiogazowni nowej
generacji powinny obejmować dwa obszary. Pierwszy dotyczy homologacji (atestacji,
certyfikacji), drugi dotyczy natomiast systemu SCADA (systemu ukierunkowanego z
jednej strony na sieć franczyzową mikrobiogazowni, ale z drugiej strony na segment
energetyki EP). Zakres homologacji powinien obejmować: 1° - świadectwo zgodności
instalacji elektrycznej z IRiESD (Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej), 2°
- certyfikat bezpieczeństwa gazowego, 3° - izolinie wartości kryterialnych hałasu i
uciążliwości zapachowej, 4° - świadectwo uznające pozostałość pofermentacyjną za
nawóz, 5° - świadectwo, że instalacja nie jest budowlą. Z kolei system SCADA (mini
smart grid EP; w starym nazewnictwie: telepomiary, telesygnalizacja, telesterowanie)
powinien obejmować dwa sterowniki PLC. Są to: 1° - sterownik instalacji
elektroenergetycznej (agregat kogeneracyjny – silnik spalinowy i maszyna elektryczna;
przyłącze elektryczne – aparatura łączeniowa, automatyka zabezpieczeniowa, licznik
inteligentny), 2° - sterownik technologiczny. Widać, że dalsze prace rozwojowe prowadzą
do know how, które jest kluczem do wykorzystania mikrobiogazowni jako innowacji
przełomowej.
Przedstawiony opis programu badawczego dotyczącego mikrobiogazowni KMU-R ma
jedynie znaczenie „wywoławcze”. Potrzebne są dalsze rozległe badania mające na celu
implementację koncepcji polegającej na wykorzystaniu mikrobiogazowni w charakterze
„pilota” innowacji przełomowych w obszarze energetyki prosumenckiej. Badania te
powinny być zrealizowane przez „pretendentów” rynkowych w obszarze energetyki
prosumenckiej, i to we współpracy z firmami typu start up (właściwymi dla środowiska
uczelnianego). Wiadomo natomiast, że elektroenergetyczne firmy korporacyjne z istoty
rzeczy nie mają (i nie będą mieć) interesu w rozwijaniu energetyki prosumenckiej.
Wskazuje na to zresztą coraz częściej artykułowane już w sposób jawny stanowisko tych
firm, że są one odpowiedzialne za wyniki finansowe, których oczekują udziałowcy, a nie
za bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców (mimo, że bezpieczeństwo
takie jest przedmiotem zapisów koncesyjnych stanowiących podstawę funkcjonowania
firm korporacyjnych).

20
Mikrobiogazownia w gospodarstwie rolnym 1 (przypadek ogólniejszy). W tabeli
3 scharakteryzowane zostało gospodarstwo rolno-hodowlane, które można uznać za
reprezentatywne z punktu widzenia potencjalnej inwestycji mikrobiogazowej.
Gospodarstwo to jest dalej wykorzystane do zilustrowania ilościowego (liczbowego)
najważniejszego zagadnienia w kontekście mikrobiogazowni traktowanej w
kategoriach innowacji przełomowej. Zagadnieniem tym jest praca takiego właśnie
źródła energii elektrycznej w trybie semi off grid (na mikrosieć typu PISE 1, rys 2,
ewentualnie na sieć nN/SN należącą do operatora korporacyjnego, jeśli ten ma
zapotrzebowanie na usługi „systemowe”).
Z kolei w tab. 4 przedstawione zostały dane mikrobiogazowni kontenerowej
(mikrobiogazownia KMU-R), wyposażonej w agregat kogeneracyjny, ważne w
kontekście jej właściwości ruchowych, szczególnie w kontekście produkcji energii
elektrycznej. Z punktu widzenia pracy w trybie semi off grid charakterystyka
mikrobiogazowni musi być przede wszystkim ukierunkowana na bilanse dobowe
produkcji energii elektrycznej, tworzące podstawę pod grafikowanie godzinowe
produkcji.
Tab. 4. Charakterystyka (wybrane dane) małotowarowego gospodarstwa
rolnego/hodowlanego jako potencjalnego miejsca instalacji mikrobiogazowni
(traktowanej docelowo w kategoriach źródła prosumenckiego dla zróżnicowanych
sytuacji, patrz warianty 1, 2 i 3 poniżej)
Lp. Wielkość Wartość
1 Powierzchnia gospodarstwa, ha 15
2 Liczba krów, szt. 20
3 Produkcja mleka, tys. l/rok 120
4 Liczba innego bydła, szt. 20
5
Zużycie kiszonki z kukurydzy do celów paszowych (krowy i inne bydło, po połowie;
kiszonka z kukurydzy pokrywa 10% całego zapotrzebowania napaszę), t/rok
160
6 Zużycie oleju napędowego, tys. l/rok 2,5
7
Zużycie energii elektrycznej (na cele bytowe i do produkcji mleka, po połowie),
MWh
5
Poniżej przedstawia się trzy warianty potencjalnego wykorzystania
mikrobiogazowni KMU-R w trybie semi off grid. We wszystkich tych wariantach
gospodarstwo scharakteryzowane w tab. 3, z mikrobiogazownią scharakteryzowaną w
tab. 4, nazywa się gospodarstwem bazowym. Podkreśla się, że dwa pierwsze warianty
charakteryzują się przerywaną pracą agregatów kogeneracyjnych; odstawienia
agregatów umożliwiają realizację różnorodnych celów, których szczegółowe
omówienie wykracza poza niniejszy Raport. W czasie odstawienia agregatu zasilanie
gospodarstw (bazowego i innych) może być realizowane z sieci nN (OSD), a
alternatywnie z własnych (gospodarstw) baterii akumulatorów. Wystarczające są do
tego celu niewielkie zasobniki. Na przykład w wariancie 1 potrzebna byłaby dla
gospodarstwa bazowego użyteczna energia magazynowa równa 1,5 kWh, czyli
zasobnik o całkowitej zdolności magazynowej równej 3 kWh, przy dopuszczalnym

21
roboczym rozładowaniu zasobnika/akumulatora równym 50%; inaczej, wystarczyłyby
4 akumulatory samochodowe. Dla każdego innego gospodarstwa niż gospodarstwo
bazowe (wariant 2) wystarczyłyby 3 akumulatory samochodowe.
Tab. 5. Charakterystyka (wybrane dane) mikrobiogazowni KMU-R. Dane dobowe
dla rocznego bilansu produkcji energii: energia chemiczna w biogazie – 210
MWh, energia elektryczna – 75 MWh, produkcja ciepła brutto – 95 MWh
Lp. Wielkość Wartość
1 Dobowa (równomierna) produkcja biogazu, m3
120
2 Dobowa (równomierna) produkcja energii chemicznej, kWh 600
3 Dobowa produkcja energii elektrycznej, kWh 240
4
Godzinowa produkcja energii elektrycznej (odpowiadająca mocy
podstawowej, wynoszącej 10 kW, związanej z równomierną
produkcją biogazu), kWh
10
5 Pojemność zasobnika biogazu, m3
16
6 Zdolność magazynowa energii chemicznej, kWh 80
7
Zdolność produkcyjna „zasobnikowa” energii elektrycznej (pełne
jednorazowe wykorzystanie zasobnika biogazu), kWh
30
8 Dopuszczalny czas wyłączenia agregatu kogeneracyjnego, h 3
9
Dopuszczalna moc elektryczna agregatu (wymagająca jego
przewymiarowania w stosunku do mocy podstawowej), kW
20
10
Osiągalny czas pracy z dopuszczalną mocą elektryczną agregatu
(czas do całkowitego „rozładowania” zasobnika biogazu , h
3
11 Maksymalna dobowa liczba cykli pracy agregatu „załącz/wyłącz” 4
Wariant 1. Praca w trybie semi off grid na potrzeby gospodarstwa bazowego i
rynku usług dla OSD. Jest to wariant z dominacją (94%) „ustawowej” sprzedaży
energii elektrycznej do sprzedawcy z urzędu (zapotrzebowanie gospodarstwa stanowi
jedynie 6% produkcji). Z tego powodu nie powinno się w gruncie rzeczy nazwać tego
wariantu prosumenckim – w wariancie prosumenckim proporcje powinny być
odwrotne; z drugiej strony, jest to wariant, który w stosowanym, na ogół przez
środowisko korporacyjne, nazewnictwie ciągle jeszcze utożsamia się z prosumenckim
(jest tak ze względu na brak ugruntowanej na razie definicji energetyki
prosumenckiej).
Przepływ energii elektrycznej produkowanej w źródłach OZE do sieci nN (OSD)
jest obecnie główną osią konfliktu między prosumentami i operatorami OSD.
Rzeczywiście, przykład zapotrzebowania i produkcji, według grafików godzinowych
przedstawionych na rys. 2 (traktowany w sposób wyizolowany) nie jest zachęcający z
punktu widzenia sieciowego do współpracy operatora OSD z producentem energii
elektrycznej (odstępuje się tu od nazwy prosument). Z drugiej strony, z punktu
widzenia systemowego są korzyści do zdyskontowania przez liderów rynkowych, czyli
przez całą elektroenergetykę korporacyjną. Temu jest podporządkowany harmonogram
pracy agregatów kogeneracyjnych. Mianowicie, agregaty pracujące z maksymalną
mocą, możliwą dzięki zasobnikom biogazu, mogą łagodzić deficyt mocy w szczytach
obciążenia KSE. W dolinach obciążenia KSE agregaty są natomiast wyłączone i tym
samym gospodarstwo może przyczyniać się do łagodzenia problemów związanych z
nadmiarem mocy wytwórczych w (wielkich) blokach przeznaczonych do pracy
podstawowej.

22
Rys. 2. Godzinowy grafik energii elektrycznej (w kWh) gospodarstwa bazowego:
zapotrzebowanie – profil 1, produkcja – profil 2)
Jednak pogłębiona analiza, związana z rolą systemową i sieciową
mikrobiogazowni, prowadzi do diametralnej zmiany spojrzenia na korzyści.
Mianowicie, analiza taka wskazuje na liczne obiektywne korzyści, nie tylko
systemowe elektroenergetyki korporacyjnej w całości, ale także sieciowe, dotyczące
operatorów, i to nie tylko dystrybucyjnych (OSD), ale także operatora przesyłowego
(OSP). Wynika to choćby tylko z faktu, że ze względu na historyczne uwarunkowania
rozwoju KSE na każdy 1 mld PLN zainwestowany w nowy blok o mocy rzędu 1000
MW potrzebne są inwestycje sieciowe wynoszące około 0,7 mld PLN (w tym około
0,3 mld PLN w sieć przesyłową).
Niedostrzeganie tych korzyści, a nawet blokowanie przyłączeń mikrobiogazowni do
sieci jest zrozumiałe na rynku energii elektrycznej: jest to klasyczne zachowanie
liderów na wszystkich dojrzałych rynkach, a rynek energii elektrycznej jest pod tym
względem najbardziej reprezentatywny. Z drugiej strony takie działania liderów tworzą
w naturalny sposób pole do działania pretendentów rynkowych dążących do
wykorzystania innowacji przełomowych. Warianty 2 i 3 są ilustracją potencjału
różnorodności rozwiązań w energetyce prosumenckiej, czyli pokazują obszar
biznesowy właściwy dla pretendentów.
Wariant 2. Praca w trybie semi off grid na potrzeby całej wsi/kolonii (25
gospodarstw zasilanych ze stacji transformatorowej SN/nN o mocy 100 kVA) i na
potrzeby rynku usług dla OSD. Jest to wariant, który pod względem bilansowym nie
różni się praktycznie od wariantu 1. W wariancie tym kooperacja odbiorców z
gospodarstwem bazowym i utworzenie zbiorowego prosumenta w postaci wsi/kolonii, a
pod względem technicznym w postaci sieci PISE doprowadza do zmiany układu sił.
Oczywiście, odrębną sprawą jest ukształtowanie i sposób dochodzenia do sieci PISE.
Mianowicie, sieć ta może powstawać na ścieżce konfrontacyjnej, znanej w teorii gier jako
strategia „jak ty mnie, tak ja tobie” (odbiorcy i nabywcy na rynku paliw i energii,

23
prosumenci, a także pretendenci do rynku energetyki prosumenckiej vs energetyka WEK).
Nie jest to jednak najlepsza strategia ze względu na niepewność, lepsza jest współpraca,
wynika to z ogólnej teorii ewolucji złożonych systemów.
(opracowanie własne)
Istnieje duży potencjał wykorzystania, w długim czasie, tego generalnego
stwierdzenia. Dwa praktyczne sposoby zastąpienia konfrontacji przez współpracę
mogą przybrać następujące postaci. Po pierwsze, korporacja (z rządem, bo będą
potrzebne odpowiednie regulacje) zaoferuje prosumentom rynek usług systemowych,
który jest coraz bardziej potrzebny w związku z niewydolnością inwestycyjną w
obszarze energetyki korporacyjnej, zarówno w obszarze wytwórczym jak i sieciowym;
wcześniejsze zapewnienie rzeczywistego działania zasady TPA jest oczywiście
absolutnie potrzebne, ale nie jest już wystarczające. Po drugie, za rozwiązanie
kooperacyjne można uznać sprzedaż przez lidera na rynku energii elektrycznej (przez
energetykę korporacyjną) sieci nN zasilanej ze stacji transformatorowej SN/nN
pretendentowi rynkowemu w segmencie PISE. Podkreśla się, że układy kooperacyjne
(takie, o jakich powyżej napisano) powstają w Niemczech, Portugalii, Holandii i w
innych krajach. Podobne działania są podejmowane również w Polsce i niosą z sobą
ciekawe, konstruktywne doświadczenia.
W wariancie 2 mamy do czynienia, w wymiarze praktycznym, z bilansowaniem się
produkcji i zapotrzebowania w przedziałach dobowych. Na rys. 3 pokazana jest w
szczególności sytuacja prawie całkowitego zbilansowania (zapotrzebowanie 240 kWh,
produkcja 234 kWh). Jednak ze względu na trzykrotne wyłączenie agregatu
kogeneracyjnego (w okresach: nocnym, przedpołudniowym i przedwieczornym) grafiki
godzinowe częściowo „rozmijają się”. Polega to na „nadprodukcji” (w 7 godzinach,
łącznie 60 kWh) i na braku zasilania (również w 7 godzinach, łącznie 60 kWh).
Rozmijanie się grafików tworzy bardzo korzystną sytuację do współpracy między
zbiorowym prosumentem i energetyką korporacyjną. Jej (współpracy) istota jest taka
jak w przypadku wariantu 1, o ile gospodarstwa (bazowe i wszystkie pozostałe) nie są
0
5
10
15
20
25
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
profil 1 profil 2
Rys.3. Godzinowy grafik energii elektrycznej (w kWh): zapotrzebowanie wsi (25
gospodarstw), łącznie z gospodarstwem bazowym (profil 1), produkcja – profil 2

24
wyposażone w akumulatory. Wyposażenie gospodarstw w akumulatory umożliwiłoby
pracę sieci PISE w trybie off grid.
Wariant 3. Praca w trybie off grid na łączne potrzeby gospodarstwa bazowego i 6
gospodarstw partnerskich, z uwzględnieniem transportu elektrycznego we wszystkich
gospodarstwach. Jest to wariant pod względem sieciowym podobny do drugiego (zakłada
się tu korzystne wzajemne usytuowanie gospodarstw partnerskich i gospodarstwa
bazowego, umożliwiające wydzielenie zwartej części sieci nN i ukształtowanie PISE). Pod
względem bilansowania i współpracy z KSE jest to natomiast wariant różny jakościowo od
dwóch pierwszych. Mianowicie, zbiorowy prosument z wariantu 3 z natury rzeczy
dysponuje możliwością bilansowania zapotrzebowania i produkcji energii elektrycznej,
uwzględniając w pełnym zakresie wymaganą jakość tej energii, w trybie off grid
(prosument nie potrzebuje współpracy z energetyką korporacyjną). Wynika to z bilansu
uwzględniającego zapotrzebowanie na energię elektryczną potrzebną dla transportu
elektrycznego.
Mianowicie, roczny bilans (w trzecim wariancie analiza bilansu rocznego jest
wystarczająca, a przy tym jest dużo prostsza) jest następujący. Zapotrzebowanie
zbiorowego prosumenta na energię elektryczną dla potrzeb bytowych i produkcyjnych
wynosi około 35 MWh (przyjmuje się, że zużycie gospodarstwa partnerskiego jest takie
jak gospodarstwa bazowego i wynosi 5 MWh, tabl. 3). Zapotrzebowanie zbiorowego
prosumenta na energię chemiczną dla potrzeb tradycyjnego transportu szacuje się
natomiast na około 120 MWh (przyjmuje się, że zużycie paliwa przez gospodarstwo
partnerskie wynosi około 70% zużycia gospodarstwa bazowego, wynoszącego 2,5 tys.
litrów oleju napędowego, tabl. 3). Takie zapotrzebowanie na paliwo chemiczne przekłada
się na zapotrzebowanie energii elektrycznej dla transportu elektrycznego wynoszące około
40 MWh (przyjmuje się jednakową pracę do wykonania przez transport tradycyjny i
elektryczny, 3-krotne zmniejszenie zużycia energii jest wynikiem 3-krotnie większej
sprawności energetycznej transportu elektrycznego w porównaniu z tradycyjnym). Zatem
łączne zapotrzebowanie na energię elektryczną wynosi 75 MWh, czyli tyle ile produkcja
mikrobiogazowni (agregatu kogeneracyjnego).
Rys. 4. Godzinowy grafik energii elektrycznej (w kWh) uwzględniający wykorzystanie
energii elektrycznej z mikrobiogazowni do transportu elektrycznego: zapotrzebowanie
– profil 1, produkcja – profil 2, ładowanie akumulatorów – profil 3
0
5
10
15
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
profil 1 profil 2 profil 3

25
Możliwość, z której skorzystano powyżej, dotycząca zastąpienia bilansu dobowego
bilansem rocznym wynika stąd, że zdolności bilansowo-regulacyjne w sieci PISE
przekraczają w wariancie 3 znacznie potrzeby. Oczywiście, w tym wariancie zmienia
się struktura zdolności: dominujące są w nim zdolności zasobnikowe w postaci baterii
akumulatorów w samochodach elektrycznych, w samochodach dostawczych, w
ciągnikach i w innych maszynach rolniczych.
Mikrobiogazownia w gospodarstwie rolnym 2 (samobilansującym się).
Gospodarstwo 2 jest rzeczywistym gospodarstwem rolno-hodowlanym, większym od
gospodarstwa 1. Mianowicie, gospodarstwo 2 ma powierzchnię 45 ha, a liczba bydła
wynosi 90 szt. Po zbadaniu bilansu energii elektrycznej gospodarstwa 2 okazało się, że
mikrobiogazownia taka jak KMU-R (dane według tab. 2) praktycznie zapewnia w
przedziałach rocznych samobilansowanie się zużycia i produkcji energii elektrycznej
(roczne zużycie wynosi około 80 MWh i roczna produkcja także wynosi około 80
MWh). Przy rozliczeniach godzinowych w przedziałach dobowych występuje
niewielkie niezbilansowanie: sprzedaż wynosi około 47 kWh (profil 3 na rys. 5), a
zakup około 37 kWh (profil). Przy tym w trybie pracy semi off grid zarówno sprzedaż
jaki i zakup energii elektrycznej mogą być realizowane jako usługa systemowa dla
operatora OSD lub OSP (w zależności od regulacji prawnych i rodzaju infrastruktury
smart grid). Alternatywą jest praca mikrobiogazowni w trybie off grid; jednak w tym
trybie musiałoby wystąpić (niewielkie) pogorszenie sprawności eksploatacyjnej
mikrobiogazowni (instalacji PME) oraz pogorszenie parametrów niezawodnościowych
zasilania gospodarstwa 2 w energię elektryczną. Pierwszą z wymienionych wad można
bardzo efektywnie wyeliminować za pomocą dodatkowego wyposażenia
mikrobiogazowni (instalacji PME) w baterię akumulatorów. Wystarczyłaby do tego
bateria o pojemności energetycznej mniejszej od 10 kWh (przy dopuszczalnym
rozładowaniu baterii do poziomu 50%).
Rys. 5. Godzinowy grafik energii elektrycznej (w kWh) dla gospodarstwa
2 (samobilansującego się) uwzględniający wykorzystanie energii elektrycznej
z mikrobiogazowni (na potrzeby technologiczne gospodarstwa i domu mieszkalnego):
zapotrzebowanie – profil 1; produkcja –profil 2; usługa dla OSD, sprzedaż – profil 3;
usługa dla OSD, zakup – profil 4
0
5
10
15
20
25
30
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
profil 1 profil 2 profil 3 profil 4

26
Pakiet krajowych strategicznych programów energetycznych
i około-energetycznych
W przypadku starej trajektorii rozwojowej (związanej z wykorzystaniem paliw
kopalnych) energetyka tworzyła środowisko (bezpieczeństwo energetyczne) dla
rozwoju gospodarki i miała znaczenie nadrzędne (w zakresie strategii rozwojowej była
nawet, do pewnego stopnia, autonomiczna: prognozy zapotrzebowania na
energię/paliwa były tworzone w taki sposób, aby uzasadniać rozmach inwestycyjny
kreowany przez korporacje energetyczne). W przypadku nowej trajektorii prosumenci
określają swoje cele (tworzą strategie rozwojowe, wybierają styl życia) i budują,
stosownie do tych celów, swoje indywidualne bezpieczeństwo energetyczne (zatem
energetyka u prosumentów jest sprawą wtórną). Oznacza to odwrócenie roli
energetyki: energetyka nadrzędna zmienia się w „wynikową” (jest pochodną
gospodarki i szeroko rozumianych stosunków społecznych). Stąd wynika znaczenie
krajowych około-energetycznych (gospodarczych, powiązanych z programami
społecznymi) programów: modernizacyjnych, rozwojowych, pomostowych.
Szczególną wagę przywiązuje się do sześciu programów [J. Popczyk9
]; przy tym
program modernizacyjny (I), a zwłaszcza programy rozwojowe (II do IV) mają walor
trwałych programów o masowym oddziaływaniu. Programy te są celem
cywilizacyjnym dla Polski. Programy II i IV stanowią najsilniejszy czynnik
przyspieszenia edukacyjnego całego społeczeństwa w zakresie użytkowania nowych
technologii (w tym zaawansowanej inteligentnej infrastruktury).
Program I(P), modernizacyjny. Jest to program dotyczący pobudzenia
efektywnościowego energetyki (prosumenckiej) przemysłowej (obecnie około 50%
krajowego zużycia energii elektrycznej) obejmuje (auto) kogenerację gazową,
efektywność energetyczną i rozwój OZE, a jego podstawą jest przesłanka, że
prosumenckie łańcuchy wartości (oznaczające na początek, w szczególności, integrację
strony popytowej i podażowej gospodarki energetycznej) mają na obecnym etapie
technologicznym znaczenie fundamentalne. (Szacuje się, że działania bezinwestycyjne
i inwestycje w efektywność popytową o czasie zwrotu kapitału poniżej dwóch lat –
czyli około 5-krotnie mniejszym niż okres zwrotu kapitału w źródła wytwórcze –
umożliwiają w przemyśle redukcję zapotrzebowania na energię elektryczną o około
20%; w wypadku ciepła jest to redukcja rzędu 30%).
Program II(OW), rozwojowy. Program dotyczący energetyki (prosumenckiej) na
obszarach wiejskich (obecnie około 15% krajowego zużycia energii elektrycznej) obejmuje
rewitalizację zasobów budynkowych za pomocą technologii domu pasywnego (czyli
technologii, której potencjał techniczno-ekonomiczny zapewni w horyzoncie 2050 co
najmniej 5-krotną redukcję ciepła grzewczego w zasobach budynkowych), rozwój OZE i
modernizację gospodarstw rolnych mało- i średnio-towarowych za pomocą
mikrobiogazowni utylizacyjno-rolniczych zintegrowanych z agregatami kogeneracyjnymi
pracującymi w trybie semi off grid. (Program II jest ukierunkowany na niezbędną
reelektryfikację obszarów wiejskich za pomocą innowacyjnych rozwiązań energetyki
prosumenckiej, zastępujących tradycyjną reelektryfikację sieciową; w szczególności
transformację wiejskich sieci elektroenergetycznych niskiego napięcia w kierunku semi off
grid, prawie autonomicznych).
9
Popczyk J. Raport Doktryna energetyczna. www.klaster3x20.pl. podstronaCEP, BŹEP, Nr katalogowy 1.1.06.

27
Program III(RE), rozwojowy. Program rozwoju rolnictwa energetycznego –
dotyczący restrukturyzacji rolnictwa, głównie w obszarze gospodarstw
wielkotowarowych (powyżej 50 ha) – jest ukierunkowany na efektywne wykorzystanie
polskich zasobów gruntów ornych uwzględniające, jako podstawowe uwarunkowanie,
pełną równowagę żywnościowo-energetyczną. Podstawową technologią rolnictwa
energetycznego w pierwszym etapie rozwojowym są biogazownie klasy 20 GWh (jest
to roczna produkcja biogazowni wyrażona w energii chemicznej), czyli produkujące
biogaz w ilości 2 mln m3
/rok w przeliczeniu na czysty metan; są to biogazownie bez
magazynów biogazu pracujące na sieć gazową średniego ciśnienia lub, opcjonalnie,
biogazownie z magazynami biogazu zasilające agregaty kogeneracyjne klasy 1 MW,
pracujące w trybie źródeł regulacyjnych słabo powiązanych z siecią średniego
napięcia. (Roczny potencjał produkcyjny Programu III w horyzoncie 2050 wynosi 200
TWh w energii chemicznej, albo 20 mld m3
biogazu w przeliczeniu na czysty metan;
w przeliczeniu na energię elektryczną jest to około 80 TWh. Taki potencjał wynika z
ostrożnego oszacowania, zakładającego wykorzystanie na cele energetyczne poniżej
20% dostępnych gruntów ornych).
Program IV(M), rozwojowy. Program dotyczący energetyki (prosumenckiej) w
miastach (z wyłączeniem „wielkiego przemysłu”) – obecnie około 35% krajowego
zużycia energii elektrycznej, około 70% zużycia ciepła, około 70% zużycia paliw
transportowych – obejmuje trzy kierunki działań: rewitalizację zasobów budynkowych
za pomocą technologii domu pasywnego, rozwój OZE oraz rozwój systemów car
sharing i infrastruktury transportu elektrycznego. Główny potencjał ekonomiczny jest
związany przy tym z dwoma działaniami: pierwszym i trzecim. (Wykorzystanie
potencjału techniczno-ekonomicznego w horyzoncie 2050 w Programie IV oznacza w
miastach co najmniej 5-krotną redukcję ciepła grzewczego w zasobach budynkowych
oraz 3-krotną redukcję paliw transportowych. Jednocześnie oznacza zrównoważenie
produkcji w źródłach OZE – głównie słonecznych, PV i hybrydowych – z
następującymi potrzebami: 1º - ze wzrostem zużycia energii elektrycznej jako energii
napędowej dla pomp ciepła produkujących ciepło grzewcze i ciepłą wodę użytkową, 2º
- ze wzrostem zużycia energii elektrycznej wynikającym z rozwoju transportu
elektrycznego oraz 3º - z produkcją ciepła grzewczego, realizowaną poza segmentem
pomp ciepła, w źródłach słonecznych hybrydowych i kolektorach słonecznych).
Program V(WEK), pomostowy. Program intensyfikacji wykorzystania istniejących
zasobów korporacyjnej energetyki wielkoskalowej (w największym uproszczeniu, ale
z zastosowaniem dużego nadmiarowego marginesu, szacuje się że bezinwestycyjne
zasoby tej energetyki są całkowicie wystarczające w horyzoncie 2050) ma dwa główne
uwarunkowania i obejmuje dwa główne kierunki. Uwarunkowania, to po pierwsze
nowe możliwości wynikające z gwałtownego rozwoju technologicznego infrastruktury
inteligentnej; z tym uwarunkowaniem jest związany w szczególności pierwszy
kierunek działań, którym jest intensyfikacja wykorzystania zasobów, przede wszystkim
sieciowych, za pomocą inteligentnej infrastruktury (smart grid WEK). Drugie
uwarunkowanie, to dwa wielkie transfery paliwowe do segmentu źródeł wytwórczych
energii elektrycznej (kogeneracyjnych, poligeneracyjnych) w energetyce
prosumenckiej, przede wszystkim przemysłowej i budynkowej; będzie je wymuszała
dwubiegunowa rynkowa doktryna 2050 mająca na celu redukcję wykorzystania paliw

28
kopalnych zgodną z minimalną redukcją przyjętą w unijnej Mapie Drogowej 2050,
czyli o 80% (dla Polski realną i pożądaną). Najszybszy będzie transfer gazu z rynku
ciepła (wypieranego przez technologie domu pasywnego, przez pompy ciepła
i biomasowe źródła ciepła), późniejszy transfer będzie dotyczył paliw transportowych
(wypieranych przez transport elektryczny). Potencjał docelowego transferu gazu
szacuje się na około 8 mld m3
. Uwzględniając potencjał wzrostu krajowego wydobycia
gazu ziemnego (w przeliczeniu na czysty metan) do 6 mld m3
/rok oraz potencjał
wzrostu zdolności przeładunkowych terminala LNG w Świnoujściu do 6 mld m3
/rok
uzyskuje się potencjał produkcji energii elektrycznej w prosumenckich technologiach
gazowych wynoszący około 100 TWh/rok (przy elektrycznej sprawności przeciętnej
tych technologii 50%, będącej wypadkową sprawności poligeneracyjnych i combi); jest
to potencjał znacznie przekraczający potrzeby. Transfer paliw transportowych w
horyzoncie 2050 wynoszący 2/3 obecnego rynku tych paliw oznacza potencjał
produkcji energii elektrycznej w prosumenckich technologiach wytwórczych (na
obecne paliwa transportowe) wynoszący około 70 TWh/rok (przy elektrycznej
sprawności przeciętnej tych technologii 50%, podobnej jak w wypadku technologii
gazowych); jest to znowu potencjał znacznie przekraczający potrzeby. Drugi kierunek
działań, mający podstawy w obydwu uwarunkowaniach, ale przede wszystkim w
błędach polityki energetycznej w ostatnich 15 latach, to inwestycje „korekcyjne” w
infrastrukturę podstawową (sieci elektroenergetyczne i gazowe, elektrownie, instalacje
petrochemiczne, kopalnie, …) niezbędne ze względu na nieskoordynowanie
istniejących zasobów w łańcuchach technologicznych.
Program VI(EE), pomostowy. Program intensyfikacji wykorzystania istniejących
zasobów elektroenergetyki WEK ma kluczowe znaczenie (produkcja w elektrowniach
węglowych wynosząca ponad 140 TWh, w tym 80 TWh w elektrowniach na węgiel
kamienny i 60 TWh na węgiel brunatny, wymagająca 400 TWh energii chemicznej w
węglu kamiennym i brunatnym, zapewnia prawie 90% pokrycia krajowego
zapotrzebowania na energię elektryczną przez odbiorców końcowych, wynoszącego
ponad 120 TWh). Zasoby wytwórcze w blokach węglowych, uwzględniając
ekonomiczny potencjał ich rewitalizacji, ocenia się (z blokiem 1075 MW w
Kozienicach, ale bez 2 bloków o mocy jednostkowej 900 MW każdy w Opolu) na
około 3500 TWh, a bezinwestycyjne techniczne zasoby wydobywcze polskich kopalń
węgla kamiennego (po odliczeniu całości węgla koksowego i węgla energetycznego
zużytego w horyzoncie 2030 do celów ciepłownictwa rozproszonego) wystarczają do
wyprodukowania 2300 TWh energii elektrycznej (wyeliminowanie węgla z
ciepłownictwa rozproszonego do 2030 r. jest sprawą bezdyskusyjną, ale już wcześniej,
bo po 2018 r. polskie górnictwo węgla kamiennego będzie, obok szczątkowego
górnictwa czeskiego, jedynym w UE). Wielkie niezbilansowanie w energetyce na
węgiel kamienny (zasoby mocy wytwórczych w blokach przewyższające ponad 50%
zasoby wydobywcze w kopalniach) będzie skutkowało rosnącym importem węgla
kamiennego i/lub kosztami osieroconymi w segmencie mocy wytwórczych. Odrębną
sprawą jest koordynacja zasobów w elektroenergetyce na węgiel brunatny. Do końca
minionego stulecia koordynacja ta miała charakter systemowo-technologiczny i była
wzorcowa. W ciągu ostatnich 15 lat, wraz z konsolidacją elektroenergetyki (która była
realizowana pod hasłami potrzeby lepszego planowania rozwoju) nastąpiło ciężkie

29
naruszenie zasad koordynacji w kompleksie Bełchatów związane z budową nowego
bloku 860 MW, i rewitalizacją istniejących bloków 360 MW. W wyniku zasoby
wytwórcze energii elektrycznej w blokach węglowych w Elektrowni Bełchatów
szacuje się na 1000 TWh, a zasoby w kopalniach Bełchatów i Szczerców, wynikające
z posiadanych przez kopalnie koncesji, wystarczają do produkcji około 650 TWh.
Błędy w polityce energetycznej ostatnich 15 lat w niewielkim stopniu przeniosły się na
kompleks Pątnów-Adamów (Elektrownia Konin nie ma już praktycznego znaczenia w
przyszłościowym bilansie energii elektrycznej); w kompleksie tym zasoby węgla
brunatnego wystarczą do produkcji około 110 TWh energii elektrycznej (z podziałem:
kopalnia Konin – około 80 TWh, kopalnia Adamów – około 30 TWh). Zasoby
zdolności wytwórczych tylko w nowym bloku 460 MW (z uwzględnieniem jego
potencjalnej rewitalizacji) wynoszą około 150 TWh (adekwatność zasobów
wytwórczych w blokach i zasobów wydobywczych w kopalniach kompleksu PAK
byłaby całkowita, gdyby zamiast bloku 460 MW został wybudowany w elektrowni
Pątnów blok 200 MW, właściwy systemowo). W kompleksie Turów zasoby węgla
brunatnego wystarczają do produkcji około 300 TWh. Są to zasoby praktycznie
zrównoważone z zasobami zdolności wytwórczych w blokach (jednak rozważana
przez Polską Grupę Energetyczną budowa nowego bloku 460 MW w elektrowni
Turów naruszyłaby istniejącą równowagę). Niezbilansowanie w energetyce na węgiel
brunatny (zasoby mocy wytwórczych w blokach przewyższające około 20% zasoby
wydobywcze w kopalniach) będzie skutkowało kosztami osieroconymi w segmencie
mocy wytwórczych (w wypadku bloków na węgiel brunatny, inaczej niż w wypadku
bloków na węgiel kamienny, nie ma możliwości wykorzystania nadmiarowych
zasobów mocy). W programie intensyfikacji wykorzystania istniejących zasobów
elektroenergetyki WEK bardzo ważne znaczenie, oprócz bloków wytwórczych oraz
kopalń (na węgiel kamienny i brunatny), mają sieci elektroenergetyczne: przede
wszystkim przesyłowe, ale także rozdzielcze. W zakresie szacowania czasu życia sieci
następuje współcześnie fundamentalne przewartościowanie. Na przykład dopuszczalny
czas eksploatacji linii przesyłowych ulega zwiększeniu z 40 do 70 lat. To oznacza, że
wykorzystanie istniejących zasobów wytwórczych bloków nie wymaga istotnych
inwestycji w sieci przesyłowe (które są systemowo bardzo dobrze skoordynowane z
blokami), poza inwestycjami w infrastrukturę smart grid WEK. Inwestycje w nowe
bloki wytwórcze, zwłaszcza klasy 1000 MW, wymusiłyby istotne podstawowe
inwestycje sieciowe, zarówno przesyłowe jak i rozdzielcze, które stałyby się źródłem
kosztów osieroconych w przyszłości. Otwartą sprawą jest zarządzanie istniejącymi
zasobami elektroenergetyki WEK. Przyspieszenie rozwoju energetyki prosumenckiej
do 2020 r. (za pomocą efektywnych systemów wsparcia) spowoduje bardziej
równomierne wykorzystanie istniejących zasobów.
Zakończenie
Z innowacją przełomową w postaci energetyki prosumenckiej, nasyconą źródłami
semi off grid, wiąże się potrzeba radykalnej zmiany regulacji prawnych. Z tego punktu
widzenia pożądana byłaby np. regulacja, która zmieni płatnika opłaty przesyłowej – z

30
odbiorcy na wytwórcę (jest to, potencjalnie, główny mechanizm napędowy rozwoju
całej energetyki prosumenckiej).
Z kolei regulacją o wielkim znaczeniu praktycznym dla przebudowy obszarów
wiejskich byłoby np. zastąpienie decyzji środowiskowej wymaganej w przypadku
mikrobiogazowni certyfikatem środowiskowym; jest tu analogia do obligatoryjności
wyposażenia elektrowni węglowych w elektrofiltry, instalacje odsiarczania, instalacje
odazotowania, a w przyszłości także w instalacje CCS. Po wprowadzeniu takiej
regulacji prawnej mikrobiogazownia stałaby się integralną instalacją utylizacyjno-
energetyczną: obory; chlewni; pieczarkarni; gospodarstwa rolno-hodowlanego;
mleczarni; rzeźni; wsi (tu w analogii do oczyszczalni ścieków w mieście).

31
Część 1
Uwarunkowania ekonomiczne, społeczne
i przyrodnicze
W epoce przemysłowej energetyka była na pierwszym miejscu, środowisko naturalne
przez długi czas nie liczyło się, polityka gospodarcza była całkowicie zależna od polityki
energetycznej, ludność bezrefleksyjnie brnęła w konsumpcyjny model energetyczny.
Energetyka prosumencka odwraca relacje we wszystkich trzech aspektach. Mianowicie,
ochrona środowiska wyznacza rolę energetyki: energetyka nie może niszczyć
środowiska, które potem należałoby naprawiać; produkcję energii trzeba natomiast
wykorzystać w procesach utylizacji odpadów, aby poprawić ekonomikę tych procesów.
Nie bezpieczeństwo energetyczne (polityka energetyczna), a polityka gospodarcza musi
być na pierwszym miejscu. Zmiana stylu życia musi zastąpić energetyczny
konsumpcjonizm. W rezultacie rozwój energetyki OZE musi wynikać ze znajomości
zjawisk przyrodniczych i powodować zmianę gospodarki oraz stylu życia ludzi,
a behawioralna ekonomia odpowiedzieć, gdzie jest równowaga między
zapotrzebowaniem na energię i jej ceną. Wszystko to razem, spójnie ukształtowane,
będzie nadawać w horyzoncie 2050 kształt energetyce prosumenckiej.

33
BARIERY REGULACYJNE W ROZWOJU SMART GRIDS W
POLSCE NA PRZYKŁADZIE PROJEKTOWANEJ PLATFORMY E-
BALANCE
Piotr Czerwonka, Bożena E. Matusiak, Grzegorz Podgórski, Jerzy S. Zieliński
Uniwersytet Łódzki
Streszczenie: Wdrożenie Smart Grid (SG) nie jest celem łatwym nie tylko ze względu na bariery
technologiczne, ale również ze względu na bariery legislacyjno- regulacyjne. Niedostateczne
uwarunkowania prawne skutecznie hamują lub wręcz uniemożliwiają rozwój inteligentnych sieci
elektroenergetycznych. W pracach projektu e-balance, analiza tych uwarunkowań pozwoliła
wskazać ramy prawne potrzebne do poprawnego funkcjonowania aplikacji dla SG oraz wskazała
na rozbieżności i braki, w przypadku wybranych krajów biorących udział w projekcie. Poprzez
wskazanie na przykładzie Polski, autorzy chcieli podkreślić jak wiele aspektów prawnych,
związanych z inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi nie doczekało się jeszcze w polskim
ustawodawstwie szczegółowych regulacji. Artykuł ma na celu wskazać niektóre ograniczenia i luki
prawne, jakie udało się zidentyfikować w projekcie mającym na celu utworzenie nowej aplikacji
usługowej do zarządzania SG.
Słowa kluczowe: sieci inteligentne, bilansowanie energii, zagadnienia prawne
Wprowadzenie
Coraz częstsze zakłócenia dostawy energii (blackouty), niewystarczająca
przepustowość linii przesyłowych i protesty przeciwko ich budowie, zanieczyszczenie
środowiska, zmniejszające się zasoby kopalnych źródeł energii oraz wzrastające
zapotrzebowanie na energię elektryczną– to charakterystyczne zjawiska występujące w
końcu XX wieku w krajach rozwiniętych. Istniejące systemy elektroenergetyczne nie
mogły przezwyciężyć tych trudności i konieczne stało się wprowadzenie nowych
rozwiązań technicznych i organizacyjnych w elektroenergetyce nazwanych Smart Grid
(SG - Sieć inteligentna), której właściwości opisane są w wielu źródłach, np. w
[Zieliński, in preparation].
Taka sieć umożliwiałaby między innymi komunikację pomiędzy wszystkimi
uczestnikami rynku energii, mogłaby mięć wpływ na ograniczenie emisji CO2 (nawet
do 2,03 Gt CO2 wartych 79 miliardów Euro10
) ale również mogłaby pomóc ograniczyć
10
http://www.smart2020.org/_assets/files/01_Smart2020ReportSummary.pdf

34
straty powstające podczas przesyłu i dystrybucji energii. Nie bez znaczenia zostaje
również kwestia optymalizacji i sprawnego zarządzania taką siecią tak, aby utrzymać
jakość dostarczanych usług na jak najwyższym poziomie. Potrzebę budowy takiej sieci
sformułowano ponad dwadzieścia lat temu w USA, gdzie uruchomiono pierwsze
prototypy takich sieci [Zieliński, in preparation].
Również Unia Europejska zainteresowała się rozwojem SG przedstawiając na
forum państw Unii Europejskiej dyrektywy (Dyrektywa 2009/72/UE Komisji
Europejskiej) i formułując cele, jakie przyświecają utworzeniu SG. Wdrożenie tej idei
nie jest celem łatwym nie tylko ze względu na bariery technologiczne, ale również ze
względu na bariery legislacyjne. Niedostateczne uwarunkowania prawne skutecznie
hamują lub wręcz uniemożliwiają rozwój inteligentnych sieci elektroenergetycznych
na poziomie opomiarowania jak i na poziomie usług i aplikacji SG.
Unia Europejska współfinansuje badania wykonywane w projektach zmierzających do
wyjaśnienia potrzeb i skutków rozwoju SG. Jednym z nich jest projekt e-balance. Projekt
„Balancing Energy Production and Consumption in Energy Efficient Smart
Neighbourhoods”, e-balance (www.e-balance-project.eu)11
ma na celu przygotować
aplikację: Energy Management System (EMS) dla potrzeb bilansowania lokalnego i
zarządzania przepływami w sieci w obszarze sąsiedztwa z dużym nasyceniem
rozproszonych źródeł energii, magazynów energii jak też samochodów elektrycznych
(DER) oraz inteligentnych domów i inteligentnych urządzeń domowych. Cele
szczegółowe tego smart gridowego projektu to kolejno [materiały wewnętrzne projektu e-
balance]:
 uzyskanie wysokiej efektywności w zużyciu energii, poprzez bilansowanie
konsumpcji i produkcji lokalnych odbiorców jak też producentów i prosumentów,
 realizacja celów pro środowiskowych, związanych z pakietem klimatycznym i jego
ustaleniami,
 optymalne dopasowanie rozwiązań opracowanej aplikacji do oczekiwań klientów i
przyszłych użytkowników systemu, jak też opracowanie modelu biznesowego dla
projektowanej aplikacji,
 rozwój aplikacji wspomagających – jak np. krótkookresowe prognozowanie zużycia
czy produkcji energii elektrycznej, parametrów pogody itp.,
 optymalizacja i sprawne zarządzanie siecią, utrzymanie jakości usług dostaw jak i
jakości parametrów energii elektrycznej na poziomie sieci średniego i niskiego
napięcia. W tym też ograniczenie awaryjności sieci i strat przesyłowych oraz
kradzieży energii elektrycznej z sieci,
 przetestowanie uzyskanych rozwiązań w rzeczywistym środowisku.
W istniejącej sieci inteligentnej InovGrid (Portugalia- Batalha), oraz
w Bronsbergen (Holandia), gdzie znajduje się ok. 210 domów z instalacjami
fotowoltaicznymi (PV), smart urządzeniami i magazynami energii. Przewidziano
także test demonstracyjny w laboratorium demonstracyjnym Uniwersytetu Twente
(Holandia), gdzie w warunkach laboratoryjnych przebadany będzie wpływ dużego
11
Prace w projekcie e-balance (numer projektu: 609132) są częściowo finansowane, w ramach funduszy
siódmego Europejskiego Programu Ramowego FP7-SMARTCITIES-2013 oraz współfinansowane z
MNiSW, (umowa nr: 3009/7.PR/13/2014/2).

35
nasycenia magazynów energii a w tym samochodów elektrycznych oraz mechanizm
bilansujący Triana – nowa metoda, opracowana na uniwersytecie Twente [Bakker ,
Uniwersytet Twente, 2012],
 rozwój skalowalnej aplikacji wspierającej działania dla Smart Cities,
uwzględniającej cele zrównoważonego zarządzania energią dla obszarów
miejskich.
Zakłada się, że aplikacja e-balance będzie aplikacją usługową, rozwijaną na bazie
istniejącej już sieci inteligentnej, gdzie przynajmniej podstawowa infrastruktura
pomiarowa (Smart. Metering- SM i Advanced Metering Infrastructure- AMI) już
istnieje.
W składzie konsorcjum projektu pozostają takie kraje jak: Niemcy, Holandia,
Portugalia, Hiszpania i Polska- łącznie jedenaście instytucji naukowo-badawczych i
przedsiębiorstw oraz dwóch operatorów systemów dystrybucji (Alliander i EDP).
W pierwszym etapie prac projektowych wykonano m.in. analizę istniejących
regulacji prawnych- zarówno ogólno- europejskich jak też regionalnych (w każdym z
w. w. krajów) w obszarze dopasowania ich do potrzeb rozwoju SG jak też DER i
rozwiązań dedykowanych dla bilansowania lokalnego produkcji i konsumpcji energii
elektrycznej. Szczegółowa analiza postawionych przez zespoły zadaniowe pytań
legislacyjno-prawnych i regulacyjnych, wykazała jak bardzo w niektórych obszarach,
regulacje rynkowe i prawo nie nadąża za potrzebami rynku inteligentnych sieci.
Na przykładzie potrzeb wdrożeniowych przyszłej platformy e-balance można
wskazać niektóre bariery regulacyjne i legislacyjne dla uruchomienia i urynkowienia
innowacyjnego rozwiązania bilansowania lokalnego (rozwiązanie usługowe ICT) w
inteligentnych sieciach. W tabeli nr 1 zebrano najważniejsze zdaniem autorów bariery i
braki regulacyjne w Polsce, które wskazano podczas wykonanych badań projektowych
i wyniki porównano do sytuacji dwóch pozostałych krajów.
Wyniki badań
Wyniki badań przedstawia tabela nr 1. Są to jedynie wybrane zagadnienia, które
mogą być barierami rozwoju SG i aplikacji wspierających SG w Polsce. Oryginalne
wyniki badań pogrupowane były wg tzw. use cases (przypadki użycia) i opracowane
tylko dla platformy e-balance. Zostały podzielone na te, dotyczące regulacji samej
produkcji i konsumpcji energii dotyczące regulacji rynkowych oraz zagadnień
związanych ze standardami informacyjnymi i bezpieczeństwem danych. Uzyskane
odpowiedzi były konsultowane z praktykami (PGE Dystrybucja SA Oddział Łódź-
miasto (Polska) oraz ALLIANDER –Holandia, EDP- Portugalia). Opracowane pytania
jak i odpowiedzi nie wskazują szczegółowo na rozporządzenia i akty prawne. Jest to
analiza praktyczna, która ma ułatwić proces implementacji i później wdrożenia
aplikacji e-balance na rynek, dlatego też ostatnia kolumna zestawienia wskazuje czego
potrzebuje wspomniany projekt platformy e-balance by być wdrożonym na rynku
europejskim.

36
Tabela 1. Analiza porównawcza wybranych zagadnień i regulacji prawnych w
badanych krajach dla potrzeb e-balance
Lp. Zagadnienia do dyskusji Polska Portugalia/Holandia
Potrzeby dla
e-balance
Energia i jej produkcja /zużycie – wybrane zagadnienia
1
Czy użytkownik może dowolnie
zdecydować co zrobi z
wyprodukowaną energią
(zużyje czy sprzeda do sieci)?
Nie ma
ograniczeń.
Cała energia musi być oddana
do sieci/w Holandii- można
tylko oddać do sieci nadwyżkę
energii.
Użytkownik
powinien mieć
swobodę
własnych
decyzji
2
Czy są jakieś ograniczenia w
ilości zakupionej energii przez
dużych (zgrupowanych
odbiorców) (np. agregator)?
Nie ma
regulacji dla
agregatorów.
Istnieją jedynie
regulacje dla
grupy
zakupowej –
zasady
uzgadniane w
umowie
Nie ma ograniczeń/w Holandii
są limity związane z wielością
zakupów. Powyżej 10000
kWh/rok obowiązują inne taryfy
Powinno być
regulacje
odnośnie
nowych ról na
rynku energii
(agregator)
3
mocy przyłączonej dla dużych,
(zgrupowanych odbiorców) (np.
agregator)?
Nie ma
regulacji dla
agregatorów.
Ograniczenia tak jak w pkt. 1
Zależne od
regulacji
krajowych
4
Czy użytkownik może
modyfikować dowolnie swoją
strategię i ilość energii
wyprodukowanej
/oszczędzanej/zużytej w
dowolnym czasie?
Tak, i powinien
zgłosić zmiany
do DSO (max
w 14 dni).
W Holandii nie ma ograniczeń/
w Portugali musi zachowywać
się zgodnie z deklaracją złożoną
w umowie.
Użytkownik
powinien móc
regulować
własną
strategię
dowolnie, na
poziomie
zarządzania
bilansem we
własnym domu
5
przyłączanej mocy poprzez
instalację rozproszonych źródeł
(DG)? (np., nie można
przyłączyć więcej niż moc
zamówiona dla konsumpcji)
Tak, jest to
regulowane
przez kontrakt
W Portugalii, przyłączona moc
nie może być większa niż 50%
zakontraktowanej mocy dla
konsumpcji. Max moc
przyłączenia 250kW/ w
Holandii nie ma ograniczeń
mocy
Zależne od
regulacji
krajowych
6
Czy można limitować ilość
dostarczanej energii do
użytkownika
Regulowane
przez
rozporządzenia/
w szczególnych
przypadkach-
tak
W szczególnych sytuacjach
zagrożenia stabilności pracy
sieci- tak/w Holandii dostawca
nie ogranicza wielkości dostaw.
Tak- w ramach
Demand Side
Management
(DSM)
7
Czy są jakieś przepisy, które
ograniczają możliwość
sterowania urządzeniami klienta
(produkcja lub konsumpcja)
przez podmioty zewnętrzne,
takie jak dostawcy, agregatora
lub OSD?
Tak, szczegóły
wynikają z
umowy.
Tak, szczegóły wynikają z
umowy z agregatorem
Sterowanie
zgodne z
wdrożonymi
programami
DSM i
warunkami
umowy

37
Potrzeby dla
e-balance
8
W przypadku awarii/zaniku czy
błędnej prognozy-
OSD/agregator może odłączyć
określonych klientów od sieci?
Tak, regulują to
umowy.
Dopuszcza się użycie redukcji
popytu w sytuacjach
awaryjnych i zaplanowania
konserwacji, które oznaczają
przerwy/W Holandii nie można
odłączyć klienta
Niezbędne jest
zarządzanie
redukcją
popytu
9
Czy są ograniczenia w
wielkości instalacji DG?
Tak/ zależne od
technicznych
możliwości
Patrz pkt. 1/w Holandii nie ma
ograniczeń
Bez ograniczeń
10
Jakie Key Performance
Indicators (KPIs) mają
znaczenie dla QoS (Quality of
supply)?
Napięcie,
częstotliwość i
współczynnik
migotania
KPI dla technicznej jakości
usług: częstotliwość, amplituda,
zniekształcenia harmoniczne,
brak równowagi i inne wartości.
Handlowa jakość usług:
szybkość obsługi klienta,
odpowiedzi na różne wnioski,
odczyt liczników lub ocena
satysfakcji klienta./w Holandii
nie wyspecyfikowano
Powinny być
opracowane
dokładne KPIs
dla QoS i EoS
11
Czy właściciel samochodu
elektrycznego może być
zobligowany do rozładowania
/ładowania pojazdu na życzenie
operatora?
Nie ma
ograniczeń/ nie
ma
szczególnych
regulacji dla
samochodów
elektrycznych
(EVs)
Nie ma ograniczeń/w Holandii
są ograniczenia dla
ekstremalnych użyć energii
(bardzo duże zapotrzebowanie
na ładowanie/zużycie)
Tak- bez
ograniczeń,
potrzebne
opracowane
modele
biznesu i
regulacje
Regulacje rynkowe – wybrane, przykładowe zagadnienia
12
Czy sprzedawca energii może
oferować zmienne taryfy
(zmienność w dowolnym
czasie)
Nie, taryfy są
zmieniane raz
do roku i
zatwierdzane
przez Urząd
Regulacji
Energetyki
(URE)
Tak, w Portugali funkcjonują
taryfy zmienne (TOU) i
regulowane (te drugie mają być
wycofane do 2015r)./w
Holandii taryfy są zmieniane
dwa razy do roku
Tak, konieczne
taryfy
dowolnie
dobierane jako
oferty oraz
program
Active
Demand
Response
(ADR)
13
Czy OSD może zmienić limit
mocy dla DG?
Tak, jeśli
stabilność
systemu będzie
zagrożona
Tak/ ze względu na
bezpieczeństwo sieci/w
Holandii nie może- szczególnie
jeśli chodzi o małych
prosumentów
Tak – w każdej
chwili,
dynamicznie
14
Czy można sprzedać energię (z
samochodu elektrycznego ) w
dowolnym punkcie
Nie, nie jest to
jeszcze
regulowane
Nie/w Holandii –tak
Tak, potrzeba
regulacji
Bezpieczeństwo i ochrona danych- wybrane zagadnienia
15
Dozwolone jest zastosowanie
pomiaru netto poprzez inne
połączenia niż własne?
Nie jest to
regulowane
Nie/nie
Tak, niezbędne
są regulacje

38
Potrzeby dla
e-balance
16
Czy jakieś informacje o
użytkowniku mogą być
współdzielone( ujawniane)
innym
Żadne
informacje o
innym kliencie
nie mogą być
ujawniane
Tak- z zachowaniem
EU/krajowych ram ochrony
danych/tak samo w Holandii
Tak, pomocne
przy aktywacji
klientów dla
używania
systemu
17
Jakie regulacje krajowe muszą
być spełnione przez czujniki do
monitorowania urządzeń
zainstalowanych u klientów?
Nie ma
regulacji
Data protection Act/w Holandii-
The Electricity Act 1998, and
the National Data Protection
Act (de Wet Bescherming
Persoonsgegevens
Powinny
istnieć takie
regulacje
18
Jeśli OSD nie jest operatorem
danej sieci czy może mieć
dostęp do danych z takiej sieci?
OSD jest
zawsze
operatorem
sieci
Gminy są właścicielem sieci
NN i udzielają koncesji dla
DSO na eksploatację i
konserwację/w Holandii- jest to
dozwolone
Tak,
potrzebne
regulacje
19
Czy właściciel EMS może
dzielić się informacjami na
temat efektywności
energetycznej klienta z innymi
podmiotami?
Tak, z URE i z
OSP- co do
innych
podmiotów
(użytkownicy)
nie ma
regulacji
Tak- z regulatorem rynku, dane
muszą być pozbawione
informacji identyfikacyjnych. I
muszą być zagregowane
Tak, konieczna
możliwość
wymiany
informacji
20
Kto może przechowywać
historyczne dane o użytkowniku
Tylko OSD
OSD i sprzedawca/ w Holandii
tylko OSD
OSD,
sprzedawca i
każda
uprawniona
strona której
klient da zgodę
Źródło: opracowanie własne dla wybranych zagadnień, na podstawie obszernych wyników z D2.2
Analysis of Legal Issues [2], (kierownik zadania: J.J. Peralta, CEMOSA, Hiszpania)
W związku z bezpieczeństwem i ochroną danych należy także zwrócić uwagę na
fakt generacji dużej ilości danych w sieciach SG [Zieliński, Politechnika,
Częstochowska, 2013]. W literaturze [Matusiak, Zieliński, Rynek Energii, 2014]
wskazano również na celowość zastosowania technologii Internet of Things (IoT),
powodującej zmniejszenie ilości danych krążących w sieci ICT. Natomiast
proponowana w [Zieliński, in preparation] koncepcja zastosowania Internet of
Everything (IoE) rozszerza zbiór na którym operuje to narzędzie na organizmy żywe –
a więc na ludzi.
Tworząc nową inteligentną sieć rozdzielczą niskiego lub średniego napięcia warto
wykorzystać nowe rozwiązania zmniejszające nakłady inwestycyjne, jak i koszty
eksploatacyjne. Takim rozwiązaniem jest np. zastosowanie prądu stałego nie tylko w
inteligentnym domu, ale nawet w sieci rozdzielczej niskiego czy też średniego napięcia
[Zieliński, Biuletyn; 2014]. Wszystkie te wspomniane aspekty techniczne wymagają
nowych regulacji i wskazania standardów pracy sieci, których w Polsce jeszcze nie ma
zachowując konieczny poziom bezpieczeństwa i integralności z pozostałymi regulacjami.

39
Wnioski
Przeanalizowanie uwarunkowań prawnych dotyczących regulacji Unii Europejskiej
i stanu ustawodawstwa dotyczącego smart grid w trzech wybranych krajach, pozwoliło
oszacować ramy prawne, w których będzie miał miejsce rozwój projektu e-balance.
Większość wyciągniętych wniosków i rekomendacji dotyczy roli klienta i jego relacji z
pozostałymi aktorami rynku energii elektrycznej – w szczególności dostawców energii
elektrycznej i operatorów sieci. Do najważniejszych można zaliczyć:
 Konieczność uwolnienia roli prosumenta – nowego użytkownika sieci
inteligentnych, który poza konsumpcją energii elektrycznej może ją również
produkować i składować. Obecnie elastyczność działań prosumenta jest mocno
ograniczona, co wpływa negatywnie na możliwość osiągnięcia planowanych
funkcjonalności systemu e-balance i stawia pod znakiem zapytania sens niektórych
z proponowanych rozwiązań technologicznych. Tylko w przypadku, gdy
użytkownik końcowy ma możliwość samodzielnego kontrolowania przepływów
energii elektrycznej może być pełnoprawnym członkiem systemu sieci
inteligentnej.
 Potrzeba dostosowania rynku energii do wymogów sieci inteligentnych. Istniejące
systemy regulujące rynek energii nie ułatwiają i nie zachęcają użytkowników
końcowych do świadomego i aktywnego w nim uczestnictwa. Rola agregatorów rynku
energii jest zalecana dla wprowadzenia nowych modeli biznesowych dla sieci
inteligentnych. Ułatwia ona proces zarządzania urządzeniami klientów oraz wsparcie
procesu zarządzania elastycznymi taryfami. Z punktu widzenia zwiększenia
świadomości uczestników rynku energii w przyszłości jest również niezwykle istotne
wprowadzenie taryf opartych na cenach dynamicznych.
 Upowszechnienie nowych urządzeń i usług. Niektóre z technologii uważanych za
integralne elementy sieci elektroenergetycznych przyszłości – takie jak licznik
inteligentny czy samochód elektryczny – w przypadku wielu krajów, nie posiadają
odpowiednio rozbudowanej, lub nie posiadają wcale podstawy legislacyjnej,
pozwalającej na ich pełne wykorzystanie. Jednym z typowych ograniczeń w
przypadku samochodów elektrycznych jest konieczność korzystania z publicznych
stacji ładujących (które są zazwyczaj w posiadaniu konkretnego operatora) i
obsługa wymiany informacji pomiarowych w takich sytuacjach. Konieczność
zagwarantowania odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa i poufności danych
składania do refleksji nad wymaganiami dotyczącymi nowych usług obsługujących
sektor ładowania samochodów elektrycznych.
 Koncentracja na zagwarantowaniu prywatności i bezpieczeństwa danych. Dla
zwiększenia efektywności zarządzania parametrami energii elektrycznej i danych
osobowych zaleca się definicję niezależnego podmiotu, którego rolą byłoby
zarządzanie całą informacją w sieci na drodze od klienta do operatora systemu
dystrybucyjnego. Ułatwiłoby to i zagwarantowało bez wyjątku wymuszenie
wszystkich przepisów dotyczących zagwarantowania prywatności danych i
chroniłoby klientów i stabilność sieci z poszanowaniem bezpieczeństwa danych.

40
W odniesieniu do zarządzania systemem elektroenergetycznym pozycja OSD jest
kluczową dla pracy sieci inteligentnej a każdy nowy system lub podmiot zarządzający
powinien współpracować i być zintegrowanym z operatorem sieci.
LEGAL BARRIERS IN SMART GRID DEVELOPMENT
IN POLAND. THE E-BALANCE PLATFORM CASE
Abstract:The Smart Grid is not an easyobjective, notonly due to technologicalbarriers, but also due to
legislative barriers. Inadequate legal conditions effectively inhibits or even prevents the development of
smart grid networks. In the e-balance project, analysis of these conditions indicates the allowed legal
frameworks needed for the proper development of the smart grid, and pointed to the discrepancies and
deficiencies in selected countries participating in the project. Through the specification of Poland, the
authors also wanted to point out how many legal aspects related to intelligent electricity networks did not
found yet in Polish law regulations. The paper seeks to identify some (important according to the
authors) the limitations and legal loopholes that were identified in the project aimed to create a platform
for theservice application with thepurposeofSG management.
Key words: Smart Grids, Energy Balancing, Legal Issues
Literatura:
[1] Materiały wewnętrzne projektu e-balance
[2] Peralta J. J. et.al.; D2.2. Analysis of Legal Issues; e-balance project consortium, May 2014;
http://www.e-balance-project.eu
[3] Bakker V., Triana: a control strategy for Smart Grid, University of Twente; 2012
[4] Matusiak B. E., Zieliński J.S., Internet of Things in Smart Grid Environment. Kaprint,
Rynek Energii 3/2014, str.: 115-118
[5] Zieliński J.S.: Zarządzanie danymi w inteligentnym systemie elektroenergetycznym. Wiedza i
technologie informacyjne, nowe trendy badań i aplikacji. Wydawnictwa Wydziału Zarządzania
Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa2013, 32-41.
[6] Zieliński J.S.: Internet of Everything (IoE) in Smart Grids. (in preparation).
[7] Zielński J.S.: Prąd stały czy przemienny? (a może razem). Biuletyn Techniczno-
Informacyjny Oddziału Łódzkiego Stowarzyszenia Elektryków Polskich, 1/2014, 18-19.
Mgr Piotr Czerwonka (Katedra Informatyki, Wydział Zarządzania UŁ) zainteresowania badawcze
to: wykorzystanie systemów informatycznych w pracy sieci inteligentnych systemy wieloagentowe.
Bierze również udział w rozwoju platformy chmur obliczeniowej PAAS – Cloud Foundry. Uczestnik
projektu e-balance. E-mail: pczerwonka@wzmail.uni.lodz.pl
Dr Bożena Ewa Matusiak; Uniwersytet Łódzki, Katedra Informatyki Wydział zarządzania UŁ,
uczestnik trzech projektów europejskich w tym kierownik zadania WP2.2 dla projektu e-balance (7PR
SMARTCITIES_2013). Główne zainteresowania badawcze koncentrują się na rozwoju SG oraz
budowaniu nowych modeli biznesowych dla rynku energii. E-mail.: bmatusiak@wzmail.uni.lodz.pl
Dr Grzegorz Podgórski (Katedra Informatyki, Wydział Zarządzania UŁ) główne zainteresowania to:
bezpieczeństwo sieci i systemów informatycznych, nowoczesne systemy uwierzytelniania, systemy
biometryczne, polityka bezpieczeństwa informacji, analiza ryzyka, ochrona danych. Uczestnik projektu e-
balance. E-mail: gpodgorski@wzmail.uni.lodz.pl
Prof. dr hab. inż. Jerzy S. Zieliński: Uniwersytet Łódzki, Katedra Informatyki Wydział zarządzania
UŁ, ul. J. Matejki 22/26, 90-237 Łódź. Uczestnik pięciu projektów europejskich, w tym uczestnik projektu
e-balance. kierownik Katedry Informatyki. E-mail: jzielinski@wzmail.uni.lodz.pl
Acknowledgements: This work has been partially funded by the project e-balance (project number:
609132), within the European Commission 7th Framework Programme (FP7-SMARTCITIES-2013)

Energetyka prosumencka, czyli powrót do społeczeństwa funkcjonującego według praw natury?

Energetyka prosumencka, czyli powrót do społeczeństwa funkcjonującego według praw natury?

Recommended

Recommended

More Related Content

Similar to Energetyka prosumencka, czyli powrót do społeczeństwa funkcjonującego według praw natury?

Similar to Energetyka prosumencka, czyli powrót do społeczeństwa funkcjonującego według praw natury? (20)

More from EdytaSierka

More from EdytaSierka (20)

Energetyka prosumencka, czyli powrót do społeczeństwa funkcjonującego według praw natury?