Robert Lis, Jacek Malko

PRZYSZŁOŚĆ PRZEDSIĘBIORSTWA ENERGETYCZNEGO
SPOSTRZEŻENIA PROWOKUJĄCE DO MYŚLENIA
Autorzy: Robert Lis, Jacek Malko
(„Rynek Energii” – nr 4/2013)
Słowa kluczowe: przedsiębiorstwo energetyczne, perspektywa, tendencje przewidywania
Streszczenie. Przedsiębiorstwo energetyczne jutra nie będzie zasadniczo odróżniało się od obecnej postaci. Prawie bez
zmian pozostaną obszary działalności tj. wytwarzanie, przesył i dystrybucja oraz ośrodki sterowania i kontroli, obsługi
klienta i odbiorców. Jakie zmiany nastąpią: są to cele, procesy i współzależności dostawców i odbiorców.
Model współdziałania mediów i ich klientów - wstępny warunek nowoczesnych systemów elektroenergetycznych,
potencjalnie może zostać rozwiązany w następujący sposób:
− potencjalne rozwiązanie nr 1: zintegrowana odpowiedź strony popytowej,
− potencjalne rozwiązanie nr 2: mikrosieci,
− potencjalne rozwiązanie nr 3: optymalizacja sieci.
Sektor energetyki wymaga ciągłego procesu doskonalenia, który integruje mechanizmy ofertowania, bilansowania podaży i
popytu oraz zarządzania.
1. WSTĘP
W czerwcowej edycji internetowego czasopisma Power Grid Int. znaleźć można interesujące (a nawet
prowokujące do polemiki) rozważania o przyszłości sektora energetyki1. Autor artykułu (Phil Davis)
przedstawia poglądy, zbieżne ze strategią konsorcjum Schneider Electric SA – założonej w r. 1836
międzynarodowej firmy z bazą we Francji- specjalizującej się w dystrybucji energii elektrycznej i
automatyce systemowej oraz w produkcji wyposażenia dla celów zarządzania energią (systemy EMS,
SCADA). Punktem wyjścia do rozważań o przyszłości sektora elektroenergetyki są problemy reakcji
strony popytowej (Demand Response, DR) na uwarunkowania systemowe. DR jest istotnym elementem
działań w kierunku zwiększenia efektywności energetycznej. „Demand Response” definiowana jest
przez Departament Energii USA (US DOE) jako „zmiany w użytkowaniu energii elektrycznej przez
odbiorców końcowych w stosunku do ich normalnych wzorców postępowania, zachodzące w
odpowiedzi na zmiany cen energii elektrycznej w czasie, lub też w odpowiedzi na zachęty cenowe,
mające zmniejszyć zużycie energii w okresach wysokich cen na hurtowym rynku energii lub przy
zagrożeniu niezawodności sieci elektroenergetycznych”. Amerykańska ustawa o polityce energetycznej
(The Energy Policy Act) z roku 2005 deklaruje, iż DR we wszystkich jej formach powinna wyznaczać
politykę USA na drodze stosowania zachęt i usuwania barier. Te słowa brzmią dumnie, ale jak w istocie
działa „Demand Response”? Okoliczności są następujące:
− elektrony są podległe prawom fizyki;
− ruch elektronów zachodzi po trajektorii najmniejszego oporu;
− naszym zadaniem jest skłonienie elektronów do wykonania pracy bez wprowadzania chaosu,
charakterystycznego dla zachowania elektronów.
1
Phil Davis: A Provocative Look at the Utility of the Future http://digital.power-grid.com/powergrid
Z tego wynika zasada Demand Response, polegająca na celowej modyfikacji drogi elektronów. Cele te
są realizowane przez zamierzone działania licznych użytkowników energii elektrycznej,
odpowiadających w zamierzony sposób na zachodzące zmiany. W tym sensie DR jest całokształtem
zachowań przedsiębiorstwa elektrycznego.
Czas zatem wykorzystać przebyty proces uczenia dla zastosowań operatorskich w systemie
elektroenergetycznym. Jest to rozsądna droga do spełnienia społecznych i właścicielskich wymagań w
przyszłościowym systemie zarządzania energią elektryczną.
Rys. 1. Czerwcowe wydanie Power Grid International
2. HISTORIA DR
Przyjmujemy dziś bez emocji korzyści jakie płyną z posługiwania się inteligentnymi telefonami o
rozszerzonych funkcjach, zapominając, iż pierwszy iPhone pojawił się w roku 2007, 35 lat po
pierwszym telefonie komórkowym. Początki DR (w zakresie obciążeń zmiennych w czasie i
programowalnych) również dzielą dekady od dnia dzisiejszego.
Programy zarządzania energią po stronie popytowej, takie jak audyty energetyczne i cenowe zachęcanie
do efektywności oraz inne bodźce również swą historią sięgają lat ’70. Jednak pierwsze rzeczywiste
zmiany nastąpiły dwadzieścia lat później. Były to:
− deregulacja rynku hurtowego energii i uruchomienie pierwszych rynków energii;
− niezależni producenci po raz pierwszy zastąpili przedsiębiorstwa energetyczne w budowie jednostek
wytwórczych;
− rozpoczął się obrót energią jako efektywny mechanizm wprowadzania na rynek zderegulowanej
mocy;
− pojawiły się mierniki inteligentne („smart”), umożliwiające rejestrację przepływów i czasów
użytkowania mocy.
Początek nowego stulecia rozszerzył listę czynników, modyfikujących proces zarządzania energią. Są to
z kolei:
− powstanie i deregulacja rynku detalicznego;
− zintegrowane pionowo przedsiębiorstwa energetyczne wydzieliły obszary generacji, przesyłu i
dystrybucji;
− pojawił się rynek energii „zielonej”;
− niezależni operatorzy przesyłu (ISOs) przejęli rolę rynku, przeprowadzając aukcje i inne
mechanizmy ofertowania i bilansowania, różnicują dalej produkty związane z energią elektryczną,
łącznie z „Demand Response”;
− pojawili się agregatorzy „strony trzeciej”, początkowo ukierunkowani na współpracę z wielkimi
odbiorcami przemysłowymi i agregujący ich w pakiety adresowane dla ISOs w celu pobudzenia
mechanizmów zabezpieczających („hedging”) i mechanizmów zarządzania rynkiem.
Od roku 2007 te szerokie funkcje stały się bardziej zagregowane i wyrafinowane. Agregatorzy przejęli
również funkcje zarządców programami dla spółek dystrybucyjnych, łącznie z programami DR w trybie
zbliżonym do realizowanych przez firmy zarządzania programami z lat ’70.
Obecnie większość państw dysponuje własnymi standardami w zakresie OZE oraz efektywności, a
„Demand Response” dostarcza narzędzi dla integracji tych działań oraz zapewnienia niezawodności
sieci. Istnieją już firmy zarządzania popytem (demand response), analogiczne do występujących dla
zarządzania wytwarzaniem.
Zapoczątkowano też działania, wprowadzające ideę „smart” do sieci dla stworzenia sieci
inteligentnych.
3. WPŁYW EFEKTYWNOŚCI ENERGII PO STRONIE POPYTOWEJ
Efektywność użytkowania energii po stronie popytu wykazuje teraz dojrzałość, skutkującą obniżeniem
zapotrzebowania na energię „per capita”, mimo burzliwego rozpowszechnienia urządzeń, zasilanych
energią elektryczną. Przyrost zapotrzebowania jest bardziej związany ze wzrostem ludności i jej
mobilnością, ale pierwotnie oczekiwane tempo wzrostu jest obecnie korygowane poniżej
przewidywalnego wcześniej poziomu.
Wielcy odbiorcy energii opanowali umiejętność wykorzystywania technik DR w celu uniknięcia
nadmiernych obciążeń finansowych za energię i często uciekają się do korzystania z okazyjnych
zakupów zagranicznych, niezależnie od programów wymiany międzynarodowej. Prowadzi to do
pierwszego znaczącego wyzwania: dodatkowego źródła przychodów dla przedsiębiorstwa
energetycznego. Jeżeli wielu wielkich odbiorców energii opanuje sztukę zarządzania wzorcami
obciążenia dla minimalizacji przychodów dostawcy (przez obniżanie kosztów własnych), powstanie
problem, w jaki sposób spółki energetyczne i regulatorzy są w stanie uzyskać stałą stabilność finansową
infrastruktury energetycznej?
Już teraz szereg przedsiębiorstw energetycznych stara się wywierać nacisk na ustabilizowanie swych
przychodów, jednak nie istnieją narzędzia, przydatne dla zastosowania w nieregularnym biznesie.
Rozwiązaniem jest wykorzystanie DR dla nowego zdefiniowania roli inteligentnych sieci- bardziej z
punktu widzenia procesów biznesowych niż technologii. Sieć „smart” winna być określona jako
współdziałanie dostawcy energii i jej użytkownika; wymaga to stworzenia modelu współpracy
przedsiębiorstw energetycznych i ich klientów.
4. POTENCJALNE ROZWIĄZANIE PIERWSZE: ZINTEGROWANA ODPOWIEDŹ STRONY
POPYTOWEJ
Jednym z możliwych podejść jest integracja DR. Istnieją już budynki, wykorzystujące wyrafinowane
narzędzia modelowania dla stworzenia algorytmów kształtujących proces zapotrzebowania zgodnie z
wcześniej określonymi strategiami. Prowadzi to do obniżenia zużycia energii i jej zapotrzebowania.
Przyjęcie tego rozwiązania daje tylko potencjalną odpowiedź na wyzwanie przychodowości, bowiem
np. nie każdy budynek dysponuje zespołem menadżerów, specjalizujących się w zarządzaniu energią.
Nie jest oczywiste, czy przedsiębiorstwa energetyczne mogą odegrać taką rolę, nadzorując procesy
instalowania, obsługi i rozwijania systemów, korzystających z energii i spełniających oczekiwania
zarówno odbiorców jak i dostawców. Generuje to kolejne pytania:
− czy celowe jest z punktu widzenia przedsiębiorstwa raczej subsydiowanie terytorialnego programu
energii dla budownictwa w oparciu o wydzielone stacje energetyczne, niż inwestowanie znacznych
środków dla modernizacji infrastruktury dostawców?
− jaka jest niewłaściwa technologia oraz jej ścieżka ewakuacyjna?
− jakie są tego skutki prawne i regulacyjne?
Najłatwiej jest odpowiedzieć na problem wyboru technologii. W oparciu o otwarte standardy (np. takie
jak OpenADR 2.0) możliwe jest dobranie dostępnego wyposażenia i zbudowanie infrastruktury
sieciowej. Istnieją takie metody zarządzania zapotrzebowaniem, mogące definiować i sterować majątek
klienta dla zapewnienia regulacji częstotliwości i zapewnienia innych usług systemowych. Większym
problemem jest integracja ścieżki od sterowania do odbiorcy oraz stworzenie zintegrowanej struktury,
dostarczającej wartość energii wysokiej jakości oraz eliminującej straty efektywności.
5. POTENCJALNE ROZWIĄZANIE DRUGIE: MIKROSIECI
Innym podejściem mogą być mikrosieci, dla których typowa definicja zakłada zdolność do pracy
wyspowej, lokalne wytwarzanie i wspólna infrastruktura sterowania. Do tego dodać należy określenie,
kto winien za to zapłacić. Mając na względzie fakt, iż największymi kompetencjami dysponują
przedsiębiorstwa energetyczne oraz to, że te właśnie podmioty najlepiej rozumieją finansowanie
majątku o wielkiej wartości. Uznać można, iż przedsiębiorstwa sektora energii winny być
organizatorami działań integracyjnych. Nie istnieją inne przedsiębiorstwa, zmuszane do zarządzania w
czasie rzeczywistym obsługi i bilansowania w realiach rozproszonego majątku
sektora.
Przedsiębiorstwa energetyczne wykazały również najlepsze wyniki w warunkach kryzysu. Mikrosieci
są kluczową strategią odpowiedzi na liczne wyzwania sektora energii. Ich wykorzystanie dla
zarządzania lokalnej generacji, wykorzystującej zasoby odnawialne, może być rozwiązaniem często
lepszym niż wielkoskalowa generacja wiatrowa i solarna. Technologia inteligentnych inwestorów może
funkcjonować w wielkich sieciach, zapewniając właściwe ukierunkowanie przepływów w zmiennych
uwarunkowaniach. Mogą one ograniczyć problemy współpracy pojazdów elektrycznych z siecią z
uwzględnieniem zdolności magazynowania energii oraz wspomagania w warunkach zakłóceń. Dla
wykorzystania możliwości techniki „smart” konieczne jest wprowadzenie mierników inteligentnych,
ośrodków operacyjnych z zaawansowanymi systemami zarządzania energią (ADMS) oraz zespołu
eksperckiego, co w istocie nie wykracza poza cechy współczesnych przedsiębiorstw energetycznych.
6. POTENCJALNE ROZWIĄZANIE TRZECIE: OPTYMALIZACJA SIECI
Sieć może zaoferować wiele, o ile uwolni się jej istniejący potencjał. Wykorzystanie systemu
dynamicznego obciążania linii eliminuje barierę statyczności, umożliwiając zwiększenie
przepustowości sieci istniejącej. Jest to szczególnie istotne dla generacji wiatrowej: większe prędkości
wiatru umożliwiają zwiększenie mocy generowanej, polepszając równocześnie chłodzenie przewodów
sieci napowietrznej i zwiększenie zdolności wyprowadzania mocy. Wykorzystanie systemu obciążania
dynamicznego umożliwia większe wykorzystanie OZE bez dodatkowych inwestycji sieciowych.
Doświadczenia wykazały, że możliwy jest przyrost zdolności przesyłowych w granicach 30-50% w
odniesieniu do granic statycznych. Znaczące korzyści mogą wynikać z zastosowania systemów ADMS;
najprostsza ich postać zastępuje kilka historycznie niezależnych układów: Systemu Informacji
Geograficznej (GIS), systemu zarządzania w stanach pracy nienormalnej, systemu zarządzania
obciążeniem (DSM) itp. Umożliwia to stworzenie platformy reagowania na przepływ nowych danych,
wynikających z wprowadzenia sieci inteligentnych.
Zaawansowane rozwiązania ADMS mogą opanować koordynację nowego majątku i nowych
technologii oraz doprowadzić do strumienia przychodów i korzyści klienta znacznie przekraczających
możliwości rozwiązań tradycyjnych. Istotnym elementem (może nawet najważniejszym) jest
oddziaływanie czynnika ludzkiego. Przemysł wymaga procesu stałego doskonalenia, integrującego
działania po stronie podażowej i popytowej; przykładem działań są ISO 50001 oraz amerykańskie
programy najlepszych osiągów energetycznych DOE. Stałe powtarzanie pętli doskonalenia,
obejmującej identyfikację, planowanie, działanie, pomiar, ocenę i modyfikowanie stanowi obszar, w
którym najwięcej do zaoferowania mają przedsiębiorstwa energetyczne.
7. POMIĘDZY CENTRUM STEROWANIA A KLIENTEM
Wszystkie wymienione wyżej etapy prowadzą do w pełni zintegrowanej sieci inteligentnej („smart
grid”). Pomiędzy miejscem, w którym zarządza się energią a odbiorcą tej energii występuje przepływ
działań, nie podlegający sztucznym ograniczeniom i cele efektywnościowe wyrażane są jako wartości
odsetkowe.
Dotychczas filozofią było uzyskiwanie „więcej za więcej”. Dziś czas na modyfikację tej zasady do
postaci: „więcej za mniej”: konkretnie oznacza to, że zintegrowany „smart grid” może pomóc w
uzyskaniu większych korzyści mniejszym kosztem. Przykładem może służyć sterowanie poziomami
napięć Volt-VAR, wykorzystujące informacje z sieci inteligentnych. Dane zapewniają informacje o
wartościach mocy w różnych punktach sieci. Sterowanie poziomami napięć mocą bierną umożliwia
zbliżenie uzyskiwanych wartości do określonych przez standardy. W rezultacie zapotrzebowanie na
generację obniża się w granicach 2-6%.
8. PRZYSZŁOŚĆ PRZEDSIĘBIORSTWA ENERGETYCZNEGO
Sektor energii elektrycznej jutra będzie się zasadniczo różnić od obecnego wzorca. Wytwarzanie,
przesył i dystrybucja pozostaną jako obszary działalności; to odnosi się również do ośrodków
sterowania i kontroli, obsługi klienta i odbiorców. Zmianie ulegną cele, procesy i współzależności
dostawców i odbiorców, a analogii poszukiwać można w dziedzinie ekosystemu telefonii komórkowej.
Nie wykorzystujemy już siły pociągowej koni, ale nadal istnieje potrzeba komunikowania się.
Nie piszemy już listów, ale nadal komunikujemy się pismem.
Nie korzystamy z obroty gotówkowego, ale nadal nabywamy towary i usługi.
Jak więc będzie wyglądać elektroenergetyka przyszłości?
OTO JEST PYTANIE!
LITERATURA
[1] Phil
Davis: A Provocative Look at
grid.com/powergrid/201306?pg=25#pg23
the
Utility of
the
Future
http://digital.power-
POWER UTILITY OF THE FUTURE: A PROVOCATIVE LOOK
Key Words: electric utility, prospect, trend, prediction
Summary. The utility of the future won’t look so different from the utility of today. Almost unchanged remain generation,
transmission and distribution, as do control rooms, customer service and customers. What changes are the attitudes,
processes and relationships of suppliers and customers.
Collaborative model of interaction between utilities and their customers, a prerequisite modern power systems, may be
resolved as a potential answer as follows:
− Potential answer No 1: Integrated Demand Response,
− Potential answer No 2: Microgrids,
− Potential answer No 3: Grid-Side optimization.
The power industry needs a continuous improvement process that integrates supply and demand side activities and
management.
Robert Lis,
dr inż.,
[email protected]
Instytut
Energoelektryki
Politechniki
Wrocławskiej,
e-mail:
Jacek Malko, prof. dr hab. inż., Instytut Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej, e-mail:
[email protected]