Polska deklaruje dalszy rozwój odnawialnych źródeł energii, ale bez strukturalnych zmian w systemie elektroenergetycznym będą one tylko dodatkiem. Pozostałe elementy systemu muszą pozwalać na szybkie reagowanie na zmiany w produkcji i zużyciu energii, mówi 300Gospodarce Jacek Misiejuk, prezes Enel X w Polsce i członek Eksperckiej Rady ds. Bezpieczeństwa Energetycznego i Klimatu.
Ten tekst omawia następujące kwestie:
- Jak system elektroenergetyczny może reagować na zmiany w produkcji energii z OZE?
- Jak na tym tle prezentuje się Polska?
- Jaką rolę w regulowaniu systemu mogą odgrywać odbiorcy?
- Jak można wykorzystać do tego ceny energii?
- Czy polskie przedsiębiorstwa są gotowe redukować pobór prądu w razie potrzeby?
Zdolność do reagowania na zmiany to inaczej elastyczność systemu. Do pewnego stopnia można ją zwiększać, modernizując elektrownie konwencjonalne. W przypadku nowych jednostek, na przykład gazowych, można decydować się na bloki szczytowe – pozwalające na szybkie uruchomienie w szczycie zapotrzebowania.
Bardziej nowoczesne narzędzia to między innymi DSR – demand side response. W ramach tej usługi odbiorcy dobrowolnie redukują pobór energii elektrycznej w zamian za wynagrodzenie.
Inne możliwości to wykorzystywanie na dużą skalę magazynów energii. Mogą one kumulować nadwyżki prądu w okresach zmniejszonego popytu. Inną formą reakcji może być różnicowanie cen na tak zwanym rynku bilansującym. To rynek, na którym zakupu i sprzedaży energii dokonuje operator systemu przesyłowego.
Dziś w Polsce korzysta się z elektrowni szczytowo-pompowych oraz z DSR. Ten drugi element wykorzystywany jest w ramach rynku mocy, którego działanie można było zaobserwować we wrześniu 2022 roku.
– Usługi DSR czyli dobrowolnej redukcji zapotrzebowania przez odbiorców w zakresie wystarczalności rezerw mocy szybko rozwijają się w ostatnich latach w ramach rynku mocy zapewniając wsparcie przy krytycznych deficytach mocy wytwórczych. Natomiast brakuje w polskim systemie usług elastyczności opartych o DSR – mówi Jacek Misiejuk.
Zmiany w systemie już zachodzą
Zwraca też uwagę, że zwiększenie zdolności do szybkiego reagowania jest potrzebne nie tylko ze względu na rosnące moce OZE oraz małą dyspozycyjność źródeł konwencjonalnych w dużej mierze opartych na węglu. Istotnym czynnikiem są też zmiany w zapotrzebowaniu.
Na przykład zwiększony udział pomp ciepła w ogrzewaniu domów powoduje, że zmienność w zależności od temperatury będzie znacząco rosła. Na przykład we Francji, gdzie ogrzewanie elektryczne jest dosyć powszechne, zmiana temperatury o 1 stopień Celsjusza w zimie powoduje zmiany zapotrzebowania aż o 2600 MW.
– Planowana jest budowa farm wiatrowych na morzu, skoncentrowanych w jednym regionie. To też będzie powodowało, że przy dużych zmianach siły wiatru możemy mieć kilkanaście gigawatów różnicy generacji w ciągu pojedynczych godzin – dodaje ekspert.
Jednak jak dotąd inwestycje w Polsce w niewielkim stopniu idą w kierunku zwiększania zdolności systemu do reagowania na sytuację. Zdaniem Jacka Misiejuka decydenci powinni ją uwzględnić w dużo większym stopniu.
– Wydaje się, że zmiany na rynku energii powinny pójść w tym kierunku, żeby premiować źródła elastyczne. Na przykład bloki gazowe szczytowe, a nie pracujące w podstawie [czyli w trybie ciągłym]. Jeśli chcemy budować energetykę jądrową, to też powinniśmy zapewnić dodatkowe źródła – podkreśla ekspert.
Potrzebny inny model rynku
Kluczowe, jego zdaniem, będzie wdrożenie dyrektyw z unijnego pakietu „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków” oraz reforma rynku bilansującego.
– Działający model rynku w Polsce prowadzi do spłaszczenia cen. Kiedy ogłaszany był pierwszy okres zagrożenia na rynku mocy, ceny powinny były być bardzo wysokie, a tak się nie stało. Z drugiej strony, kiedy jest bardzo dużo energii, cena powinna być bardzo niska albo może nawet ujemna – tłumaczy ekspert.
Tymczasem w Polsce nie ma takiej możliwości. W sytuacji nadwyżki mocy dochodzi nawet do zatrzymywania farm wiatrowych. Operator robi to, aby utrzymać funkcjonowanie elektrowni konwencjonalnych. Nie opłaca się ich wyłączać i muszą pracować z mocą nie mniejszą niż wysokie minima techniczne. Podczas gdy można byłoby wówczas zaoferować odbiorcom tańszą energię.
– Być może część odbiorców mogłaby zaoferować usługi odbioru nadwyżek energii, gdyby była tania. Liczę na to, że w tym zakresie coś się zmieni – mówi Jacek Misiejuk.
Jego zdaniem brak inwestycji w zdolność do szybkiego reagowania i niewielka zmienność cen powodują brak opłacalności inwestycji w magazyny energii. Przy czym niekoniecznie rozwiązaniem byłyby ceny dynamiczne dla odbiorców, dostosowane do aktualnych poziomów z giełdy energii.
– Odbiorcy chcą stabilności cen, chcą kupować energię po stałych cenach na dłuższy okres. Natomiast kiedy pojawiają się istotne sygnały cenowe, to odbiorca może czasowo zwiększyć albo zmniejszyć zapotrzebowanie. Chodzi o to, by odbiorcy mogli zarabiać, kiedy pojawiają się krótkoterminowe skoki cenowe w górę czy w dół. Nawet bez ingerowania w dotychczasowy kontrakt – wyjaśnia.
Modernizacja elektrowni nie wystarczy
W Polsce mówi się o możliwości zmodernizowania niektórych węglowych bloków energetycznych o mocy 200 MW. Celem miałoby być przedłużenie ich funkcjonowania i poprawa parametrów, by można było w większym stopniu regulować ich moc.
– Zapewne część takich projektów – reanimowania bloków na 5 czy 10 lat – będzie konieczna. Ale wiemy, że to nie są i nie będą nigdy źródła elastyczne. Te elektrownie są też mniej dyspozycyjne i awaryjne – twierdzi jednak nasz rozmówca.
Usługi DSR na rynku mocy operator wykorzystuje bardzo rzadko, tylko wtedy kiedy nie ma już innych możliwości.
– Ale część zasobów, które uczestniczą w rynku mocy, mogłaby uczestniczyć w usługach elastyczności, z wynagrodzeniem za wykorzystanie na podobnych zasadach jak elektrownie uczestniczące w tzw. rynku bilansującym – zauważa Jacek Misiejuk.
– Alternatywnie operator powinien mieć możliwość płacenia za szybkie usługi DSR, kiedy ich potrzebuje. Teraz PSE może wykorzystywać usługi DSR jedynie w ramach rynku mocy, który z definicji jest uruchamiany rzadko, razem ze wszystkimi aktywami wytwórczymi i z dużym czasem wyprzedzenia – dodaje.
Kto jest gotowy redukować zapotrzebowanie?
Enel X już od dłuższego czasu widzi wzrost zainteresowania usługami DSR wśród firm w Polsce.
– Kiedy zaczynaliśmy pięć lat temu, DSR był stosunkowo mało znany. Pięć lat temu zaczynaliśmy z 4 firmami, teraz jest ich ponad 350. Potencjał jest coraz większy, coraz więcej branż w tym uczestniczy – mówi prezes.
Tylko w 2022 roku blisko 100 firm dołączyło do programu DSR realizowanego przez Enel X. To, co skłania przedsiębiorców do dołączenia, to przede wszystkim bodźce finansowe.
– Dla wielu firm ma też znaczenie, że mogą trochę lepiej zrozumieć swoje zużycie energii. Mogą też zwiększyć poczucie bezpieczeństwa – wiedzieć wcześniej, jeśli coś się niebezpiecznego w systemie dzieje. Dostają od nas regularne komunikaty o tym, jaka jest sytuacja w systemie – tłumaczy Jacek Misiejuk.
Pierwszymi klientami były firmy z sektora dużego przemysłu. To też firmy najbardziej energochłonne.
– Jest jeszcze kilka dużych firm, które nie mają ochoty w tym uczestniczyć, chociaż wiemy, że mają duży potencjał. Jednocześnie coraz więcej coraz mniejszych firm zaczyna uczestniczyć w tym programie – podkreśla menadżer.
Program jest tak skonstruowany, że nie jest to opłacalne dla firm, które mają redukcje mniejsze niż 100-200 kilowatów. Oznacza to, że skierowany jest do firm średnich i dużych.
Polecamy także:
- Węgiel to przeżytek. Eksperci: Polska energetyka zazieleni się za kilka lat, ale niemałym kosztem
- A jeśli Rafako naprawdę zbankrutuje? Ekspertka: rynek remontów w energetyce i tak będzie się kurczył
- Klęska urodzaju, czyli co zrobić z nadwyżką energii. Wyłączanie wiatraków to ostateczność
- Polskie elektrownie węglowe się sypią. Potrzebny jest plan ich zastąpienia
- PSE będzie zachęcać do oszczędzania prądu. Ale blackout nam nie grozi