Reklama.
Reklama.
Reklama.
Czy w Polsce możliwe są programy typu Demand Side Response?
W poprzednim artykule czy grywalizacja może być pomocą dla bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Zainteresowanych odpowiedzią odsyłam do tamtego tekstu. Dziś zajmę się bardziej konwencjonalnym sposobem poprawy tego bezpieczeństwa, choć również niemal nieobecnym w Polsce. Mam tu na myśli programy Demand Side Response (DSR).
Reklama.
Usługi typu DSR z powodzeniem funkcjonują w takich krajach, jak: Stany Zjednoczone, Australia, czy Wielka Brytania. Wymagają one aktywnego udziału strony popytowej (odbiorców energii), która w sposób elastyczny jest w stanie – na wezwanie operatora systemu - ograniczyć swoje chwilowe zapotrzebowanie na moc. Takie wezwanie pojawia się w krytycznych dla systemu momentach, gdy zapotrzebowanie na energię w całym systemie niebezpiecznie zbliża się do maksymalnych możliwości jego zaspokojenia. Jeśli zapotrzebowanie przekroczy możliwości, wówczas może nastąpić energetyczny zawał serca – blackout. Aby temu zapobiec operator z pewnym wyprzedzeniem wysyła do uczestników programów DSR sygnał o konieczności chwilowego (np. na kilka godzin) ograniczenia przez nich popytu. W zamian za to podmioty strony popytowej otrzymują wynagrodzenie.
W Polsce od kilku lat problematyka zarządzania stroną popytową na rynku energii zdobywa coraz większą popularność, choć wciąż usługi tego typu adresowane są wyłącznie do największych graczy. Ma to się zmienić wraz z wprowadzeniem w naszym kraju tzw. rynku mocy, planowanego przez Ministerstwo Energii. Póki co programy przewidujące aktywną rolę strony popytowej doczekały się w Polsce bogatej literatury eksperckiej oraz licznych dyskusji na konferencjach branżowych.
W sierpniu 2016 r. ukazała się interesująca ekspertyza dotycząca możliwości tworzenia zasobów sterowania popytem na poziomie niskiego napięcia przy wykorzystaniu inteligentnego opomiarowania. Autorzy, praktycy związani z Politechniką Poznańską oraz Grupą Enea, ukazują krok po kroku, w jaki sposób sterowanie popytem przy wykorzystaniu taryf strefowych może być skutecznym narzędziem prowadzącym do zwiększenia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego oraz ograniczenia ryzyka cenowego sprzedawców w warunkach rynku energii elektrycznej. Analiza, choć napisana z punktu widzenia spółki obrotu i koncentrująca się na ryzykach związanych ze wzrostem cen hurtowych energii przy stałych cenach dla końcowych odbiorców energii, dowodzi, że programy sterowania popytem (PSP) mogą być z powodzeniem wprowadzone w naszym kraju.
Autorzy raportu podają przykład USA, gdzie w 2013 r. roczny potencjał redukcji obciążenia szczytowego wynosił ponad 27 GW, z czego 55% dotyczyły programów adresowanych do odbiorców przemysłowych, 26% - handlowych i 19% - mieszkaniowych. W Polsce dotychczas tego typu programy miały charakter marginalny, a organizowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne przetargi dla dużych odbiorców przyniosły w latach 2012-2015 zasób o mocy 150 MW. Jakie są zatem realne potrzeby zasobu mocy po stronie popytowej w Polsce? „Wydaje się jednak, że poziom zasobu po stronie popytowej wynoszący 1000 MW znajduje uzasadnienie ekonomiczne pod warunkiem stworzenia podstaw opłacalnego utrzymywania takiego zasobu do działania operacyjnego poprzez odpowiednie regulacje. Drogą do utworzenia zasobu o takiej mocy jest budowa wielu programów dla wielu grup odbiorców.” – czytamy w raporcie.
W swojej analizie autorzy przeprowadzili symulację, w której wymuszenie redukcji zapotrzebowania przez odbiorców następuje w wyniku wprowadzenia krytycznej stawki cenowej w okresie szczytów cen na Towarowej Giełdzie Energii oraz zagrożenia bezpieczeństwa systemu. „Zasada działania programu taryfowego z krytyczną stawką cenową polega na wprowadzeniu bardzo wysokich cen energii, w pewnych blokach godzinowych, po zawiadomieniu odbiorcy z ustalonym wyprzedzeniem czasowym, by dać mu szansę na ograniczenie swojego zużycia energii w tych okresach i otrzymanie gratyfikacji finansowej, zależnej od dokonanych rzeczywiście redukcji obciążeń.” Symulacja została przeprowadzona dla grupy 50 tys. gospodarstw domowych i oparta o rzeczywiste dane z 2015 r., gdy podwyższone ceny należałoby wprowadzić łącznie na 50 godzin w 16 okresach od 2 do 8 godzin. Przy przyjętych założeniach, suma redukcji obciążeń analizowanej grupy w rozpatrywanym okresie wynosiła 582 MWh.
Oczywiście, warunkiem wdrożenia programu tego typu jest zainstalowanie inteligentnego opomiarowania u odbiorców końcowych, jak również stworzenie kanału łączności z odbiorcami w celu informowania ich o nadchodzących godzinach krytycznych.
Przytoczona ekspertyza dowodzi, że tworzenie programów sterowania popytem gospodarstw domowych może być opłacalne również w Polsce. Tego typu programy z powodzeniem mogą jednak funkcjonować przede wszystkim z udziałem odbiorców instytucjonalnych (przemysł, biurowce, obiekty wielkopowierzchniowe, etc.). Czynnikiem sprzyjającym osiągnięciu sukcesu jest precyzyjne określenie warunków udziału w takich programach, a przede wszystkim agregacja potencjału redukcji popytu wielu odbiorców w ramach wirtualnych elektrowni. Wówczas korzyści wystąpią zarówno po stronie dystrybutorów oraz sprzedawców energii, jak i po stronie jej odbiorców. Oczywiście, ważny jest również pozytywny wpływ takich działań na bezpieczeństwo całej sieci eleketroenergetyczej, w tym przede wszystkim na ograniczenie możliwości wystąpienia blackoutów.
Na koniec wrócę do programów grywalizacyjnych dla odbiorców energii, które wbrew pozorom mogą mieć wiele wspólnego z wdrażaniem programów typu DSR i gotowością odbiorców do redukcji zapotrzebowania w sytuacjach kryzysowych. Tak w jednym, jak i w drugim przypadku niezbędne są narzędzia informatyczne (oprogramowanie, inteligentne sensory), aby móc precyzyjnie mierzyć i prognozować zużycie energii przez podmioty uczestniczące w obu rodzajach programów. Musimy uczyć się praktycznej komunikacji z urządzeniami, w tym odbiornikami energii. Idea „internetu rzeczy” (internet of things) staje się także ekonomicznie uzasadniona.
Reklama.