- Pojawiły się obawy, że wiele firm nie będzie mogło świadczyć usług redukcji mocy (DSR) - twierdzi Jacek Misiejuk, prezes zarządu Enel X Polska. I wyjaśnia, w czym rzecz.
Jacek Misiejuk, prezes zarządu Enel X Polska (Fot. PTWP)Agregacja to działalność polegająca na łączeniu wielkości mocy lub energii elektrycznej oferowanej przez odbiorców, wytwórców energii elektrycznej lub posiadaczy magazynów energii elektrycznej w celu sprzedaży energii elektrycznej, świadczenia usług systemowych lub usług elastyczności na rynkach energii elektrycznej. W Polsce obecnie agregatorzy działają tylko na rynku mocy?
- Firmy świadczące takie usługi jak my, czyli usługi redukcji mocy (DSR- Demand Side Response), nazywają się agregatorami, bo gromadzą potencjał redukcji mocy przedsiębiorstw, z którymi współpracują jako dostawcy mocy.
Na rynku mocy usługa DSR działa efektywnie. Nie było jeszcze konieczności, żeby z niej zbyt często korzystać, jest to rezerwa mocy stosowana jako jeden z ostatnich środków zaradczych przed blackoutem. Do tej pory taka sytuacja miała miejsce tylko raz we wrześniu 2022 roku.
Firmy, które m.in. my mamy w naszym portfelu i które na polecenie operatora mogą obniżyć pobór mocy, są regularnie testowane -przechodzą 2-3 jednogodzinne testy rocznie, zwykle w godzinach, w których pomaga to operatorowi w zbilansowaniu generacji i zapotrzebowania. Tak, że operator wie, że może polegać na tych rezerwach w razie konieczności ich użycia.
Usługi DSR na rynku mocy są stosunkowo proste dla odbiorców energii, ale mimo atrakcyjnej oferty pokonanie obaw odbiorców przed wejściem do programu wymagało wielu starań z naszej strony. Obecnie potencjał redukcji mocy (DSR) zakontraktowany przez PSE w rynku mocy sięga już około 1500 MW.
Ten obecny poziom DSR w rynku mocy będzie rósł czy malał? Jest zagrożony czy perspektywa działania dla dostawców mocy i współpracujących z nimi przedsiębiorstw jest pomyślna?
- W 2019 roku weszło w życie rozporządzenie Unii Europejskiej 2019/943 które ograniczyło możliwości udziału w tzw. mechanizmach mocowych, do których zalicza się m.in. rynek mocy wytwórców generujących ponad 550 kg CO2/ MWh. Od lipca 2025 r. tacy wytwórcy nie mogą zarabiać na rynku mocy.
- Przedsiębiorcy bardzo często mają rezerwowe agregaty prądotwórcze, ale na rynku mocy nie korzysta z nich zbyt wielu, bo nie pozwalają na to wrażliwe odbiorniki energii lub procesy produkcyjne - mówi Jacek Misiejuk (Fot. Gorodenkoff/Shutterstock.com)Niemniej rozporządzenie bezterminowo dopuszcza do udziału w mechanizmach mocowych źródła wytwórcze, które emitują mniej niż 350 kg CO2/MW na rok i funkcjonowały przed 4 lipca 2019 roku. Polska jednak, w przeciwieństwie do innych krajów Europy, wbrew rozporządzeniu nie uwzględniła przepisów dopuszczających udział w rynku mocy źródeł, które emitują mniej niż 350 kg CO2/MW na rok.
W efekcie niekorzystnej interpretacji zapisów dotyczących emisyjności pojawiły się obawy, że wiele firm nie będzie mogło świadczyć usług redukcji mocy (DSR). A dlatego, że samo posiadanie rezerwowych agregatów prądotwórczych powoduje, że istnieje ryzyko konieczności zwrotu wynagradzania z rynku mocy. Ryzyko dotyczy także elektrowni, które posiadają generatory rezerwowe.
Przedsiębiorcy korzystają z tych agregatów?
- Przedsiębiorcy bardzo często mają rezerwowe agregaty prądotwórcze, ale na rynku mocy nie korzysta z nich zbyt wielu, bo nie pozwalają na to wrażliwe odbiorniki energii lub procesy produkcyjne. Przełączenie zasilania urządzeń na agregat odbywa się z krótką przerwą w zasilaniu, która powoduje ryzyko poważnych uszkodzeń lub strat w produkcji. Na rynku mocy korzystamy z reguły z tego, że przedsiębiorstwa mogą czasowo wyłączać mniej wrażliwe odbiory energii, przesuwając niektóre procesy na inne godziny.
Aby nie doszło do problemów na rynku mocy z powodu posiadania agregatów prądotwórczych przez przedsiębiorstwa, trzeba zmienić polskie prawo?
- Są dwie możliwości. Pierwsza to właściwa interpretacji przepisów, aby zgodnie z treścią wytycznych ACER (Agency for Cooperation of Energy Regulators - ACER - red.) do rozporządzenia 2019/943 przy rozpatrywaniu spełniania kryteriów emisyjności nie brać pod uwagę agregatów niebiorących udziału zapewnianiu rezerw mocy na rynku mocy.
Zdaniem Jacka Misiejuka jeden ze sposobów rozwiązania problemu agregatów prądotwórczych w rynku mocy to zmiana prawa energetycznego (Fot. Fonti.pl / Shutterstock)Najprościej byłoby po prostu niezwłocznie wprowadzić do prawa energetycznego obowiązujący przepis rozporządzenia 2019/943 dotyczący źródeł wytwórczych, które rozpoczęły działalność komercyjna przed 4 lipca 2019 roku, mówiący, że jeśli nie przekraczają one emisji 350 kg CO2/MW/rok to mogą uzyskiwać wynagrodzenie z rynku mocy. To rozwiązałoby kwestię starszych agregatów prądotwórczych.
W związku z reformą rynku bilansującego powstały podstawy prawne do wprowadzenia w połowie roku usługi tzw. odwróconego DSR, czyli zwiększania zużycia energii, zamiast - jak normalnie - ograniczenia. To usługa, która by chwyciła?
- Tzw. odwrócony DSR jest już w pewnym stopniu realizowany w obecnych programach, bo większość naszych odbiorców w razie wezwania do redukcji mocy po prostu przesuwa część swojej produkcji lub energochłonne procesy na inne, pozaszczytowe godziny, czyli działa to jak magazyn energii – zużycie energii jest „magazynowane” w wyprodukowanych towarach lub energii cieplnej bądź chłodu w przypadku energochłonnych procesów cieplnych, w chłodniach lub klimatyzacji wielkopowierzchniowych budynków.
Usługą polegającą na zwiększaniu zużycia energii w godzinach, w których jej nadwyżka może być problemem dla systemu elektroenergetycznego, mogłyby być zainteresowane te same firmy, z którymi pracujemy w ramach DSR na rynku mocy. Jako agregator skupiamy już blisko 600 MW zdolności do redukcji przez odbiorców przemysłowych i komercyjnych.
Około 85 proc. naszych przemysłowych partnerów w programie DSR ma możliwość redukcji zapotrzebowania na moc bez dodatkowych inwestycji dzięki elastyczności swoich procesów przemysłowych. Bardzo możliwe zatem, że okresowo mogliby też zwiększać pobór energii i tym samym też pomagać bilansować KSE, tyle że w warunkach nadpodaży energii.
W takim razie są przesłanki, żeby twierdzić, że tzw. odwrócony DSR mógłby znaleźć miejsce na rynku, a co byłoby kluczowe dla jego powodzenia?
- Dla powodzenia projektów DSR kluczowa jest kwestia płatności za usługi. Najbardziej atrakcyjną dla usługodawców i najpowszechniejszą formułą jest płatność za dyspozycyjność, tak jak w rynku mocy. Ale to dotyczy programów interwencyjnych wykorzystywanych przy rzadko występujących krytycznych deficytach mocy.
W przypadku odwróconego DSR czy innych programów, które mogłyby dostarczać usługi elastyczności częściej i z krótszym wyprzedzeniem niż na rynku mocy, konieczne byłoby wprowadzenie dodatkowych płatności za wykonaną redukcję lub zwiększenie zapotrzebowania. Na razie nie ma takich mechanizmów, w których byłoby to możliwe na zasadach opłacalnych dla odbiorców.
Czy jest możliwe wykorzystania do wprowadzenia usługi odwróconego DSR jakiegoś istniejącego programu?
- Uważam, że można znacząco zwiększyć wykorzystanie DSR do bieżącego bilansowania po modyfikacji programu DSR wykorzystywanego przez PSE, a mianowicie Interwencyjnej Redukcji Poboru (IRP), gdzie usługodawca ma otrzymywać wynagrodzenie za zrealizowaną redukcję poboru mocy oraz przez planowany nowy program Interwencyjne Zwiększenie Poboru (IZP) polegające właśnie na odwróconym DSR, czyli zwiększeniu poboru.
Obecnie program IRP w praktyce nie działa, gdyż nie można z niego korzystać łącznie z rynkiem mocy, a jest traktowany jako kolejny mechanizm przeciwawaryjny po rynku mocy, a przed stopniami zasilania. W związku z tym odbiorcy na nim nie zarabiają, a PSE nie może być pewne, jakie moce może w nim uzyskać.
Uważam, że można znacząco zwiększyć wykorzystanie DSR do bieżącego bilansowania po modyfikacji programu DSR wykorzystywanego przez PSE, a mianowicie Interwencyjnej Redukcji Poboru - mówi Jacek Misiejuk (Fot. PSE zdjęcie ilustracyjne)Gdyby program ten nie był programem przeciwawaryjnym, a został włączony przez PSE do mechanizmów rynkowego bilansowania systemu stosowanych przez PSE, można by go połączyć z rynkiem mocy. Odbiorcy już przystosowani do działania w programach DSR w ramach rynku mocy mogliby dostarczyć szybkie moce zarówno dla zwiększenia, jak i zmniejszenia zapotrzebowania pozwalające PSE jako operatorowi systemu reagować na potencjalne zagrożenia znacznie szybciej.
Taki DSR byłby produktem rynkowym, jedną z usług elastyczności kupowanych przez PSE. Usługi DSR w rynku mocy są wynagradzane wyłącznie za dyspozycyjność, są stosowane bardzo rzadko, po wyczerpaniu mechanizmów rynkowych i wymagają co najmniej 8-godzinnej notyfikacji.
W programie IRP wynagrodzenie jest za wykonane redukcje, a czas na uruchomienie jest znacznie krótszy, bo może wynosić w zależności od oferty od 30 min. do 4 godzin. To pozwoliłoby uniknąć potencjalnych problemów z kumulacją pomocy publicznej. Trzeba pamiętać, że rynek mocy formalnie jest pomocą publiczną, ale nie ma przeszkód, aby był łączony z mechanizmami rynkowymi o innym charakterze.
A jak wygląda kwestia łączenia odwróconego DSR-u z mechanizmami rynku mocy?
- Z łączeniem przyszłego programu IZP, czyli odwróconego DSR, z mechanizmami rynku mocy również nie ma problemu, gdyż dotyczy on innej usługi niż rynek mocy i nie występuje w tym samym czasie. Należy jednak pamiętać, że z punktu widzenia systemu elektroenergetycznego deficyt mocy jest dużo większym problemem niż ich nadmiar, gdyż zapobieganie deficytom wymaga zwykle ogromnych i inwestycji.
Jednak najczęściej problem nadwyżek mocy wynika z tego, że operator korzysta z rezerw mocy w mało elastycznych, konwencjonalnych źródłach wytwórczych o długim czasie uruchamiania. Gdyby część tych mocy zastąpić usługami opartymi o DSR, można by ograniczyć skalę wyłączeń źródeł odnawialnych.
Odbiorcy posiadający „magazyny produktowe” zwiększaliby zużycie w godzinach nadwyżek mocy, a zmniejszaliby zużycie w okresach deficytu mocy. Koszt takiego mechanizmu z pewnością byłby konkurencyjny w stosunku do budowy magazynów energii, a zmniejszałoby to koszty funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i dzięki pełniejszemu wykorzystaniu OZE także ograniczałoby emisje CO2.
Oglądasz archiwalną wersję strony Europejskiego Kongresu Gospodarczego.
Co możesz zrobić:
Przejdź do strony bieżącej edycji lub Kontynuuj przeglądanie
