w opublikowanym kilka tygodni temu opracowaniu

Model DSR - reakcja strony popytowej. Jak zareagują klienci
Autor: Waldemar Kałuża, EREM
(„Energetyka Cieplna i Zawodowa” – nr 7-8/2010)
Wprowadzenie zrównoważonych cen energii elektrycznej jest operacją równie ważną co
skomplikowaną. Jak odbiorcy energii zareagują na omawiane przez autorów systemy
taryfowe – zastanawiają się autorzy tekstu (red.)
Opublikowany w czerwcu br. przez PSE Operator S.A. raport "Opracowanie modelu
stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce" jest kolejnym etapem prac
koncepcyjnych zmierzających do wdrożenia w Polsce rozwiązań technicznych i
organizacyjnych związanych z ideami smart (metering, grid,...).
Nie sposób nie zauważyć, że jest to bodaj pierwsza od roku 2008 (czyli od rozpoczęcia
realizacji projektów analitycznych poświęconych rozwiązaniom smart metering) koncepcja,
która przynajmniej od strony technicznej i merytorycznej jest spójna i niemal możliwa do
realizacji w rzeczywistych warunkach polskiego rynku energii.
Mimo że w dalszym ciągu przemycana jest koncepcja Niezależnego Operatora Pomiarów
jako dysponenta i dystrybutora wszelkich danych pomiarowych w całym kraju, a
zaproponowane zasady rozliczeń finansowych za świadczone usługi systemowe mogą nie być
dostatecznie atrakcyjne dla potencjalnych Uczestników Programów.
Autorzy opracowania rekomendują wprowadzenie dwóch typów programów zarządzania
popytem DSR (Demand Side Response - reakcja strony popytowej): programy taryfowe,
których właścicielami mieliby być sprzedawcy energii elektrycznej oraz trzech programów
bodźcowych, którymi zarządzałby Operator Sieci Przesyłowej.
PROGRAMY TARYFOWE
Programy taryfowe, najogólniej rzecz ujmując, polegają na wprowadzeniu zróżnicowanych
cen energii elektrycznej w cyklach dobowych, tygodniowych i sezonowych (Taryfy
wielostrefowe - TOU) lub na zastępowaniu, w pewnych okresach, stawek umownych cenami
rynku dnia bieżącego oraz informowanie o tym fakcie odbiorców energii (Taryfy z krytyczną
stawką cenową - CPP). Celem wdrożenia tych rozwiązań miałoby być "wypłaszczenie"
krzywej zapotrzebowania KSE - przesunięcie możliwie dużego wolumenu poboru z okresów
zapotrzebowania szczytowego w doliny obciążenia. Osiągnięcie zakładanego celu jest
możliwe jedynie w przypadku zastosowania odpowiednio dużej rozpiętości cen pomiędzy
strefami i zainteresowania sprzedawców realizacją tego typu programów. Opracowanie nie
zawiera najmniejszych nawet sugestii dotyczących wprowadzenia zasad, które
motywowałyby sprzedawców energii do wprowadzania do swoich ofert nowych,
wielostrefowych produktów, dedykowanych zwłaszcza dla tych segmentów odbiorców, dla
których ceny w dalszym ciągu ustalane są przez Urząd Regulacji Energetyki.
PROGRAMY BODŹCOWE
Zupełnie odrębne zagadnienie stanowią programy bodźcowe: program przeciwawaryjnej
odpowiedzi strony popytowej (EDRP), taryfy z wyłączeniem (ICR) oraz bezpośrednie
sterowanie odbiorem (DLC). Ich celem ma być poprawa warunków bilansowania systemu
elektroenergetycznego, a przez to również zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej w perspektywie znacznie krótszej niż w przypadku programów taryfowych.
Informacja o możliwej aktywacji programu byłaby przekazywana przez Operatora Sieci
Przesyłowej z dobowym wyprzedzeniem, w przypadku gdyby podczas planowania pracy KSE
okazało się, że dostępny poziom rezerw mocy jest niewystarczający.
Ostateczna decyzja o wykorzystaniu usług regulacyjnych świadczonych przez odbiorców Uczestników Programu - podejmowana byłaby z wyprzedzeniem kilkugodzinnym.
Udział odbiorców energii w programach DSR miałby być dobrowolny, świadczone przez nich
usługi systemowe realizowane byłyby na podstawie umów zawartych z Operatorem Sieci
Przesyłowej. W programach bodźcowych udział mogliby brać nie tylko wielcy odbiorcy
energii przyłączeni do sieci przesyłowej, ale również Uczestnicy Rynku Detalicznego, czyli
odbiorcy i autoproducenci energii przyłączeni do sieci dystrybucyjnych o napięciach 110kV i
niższych.
Ich udział w programach bodźcowych byłby pośredni, tzn. URD reprezentowani byliby przez
Uczestników Rynku Bilansującego - Podmioty Odpowiedzialne za Bilansowanie Handlowe i
sprzedawców. Kryterium technicznym, które decydowałoby o możliwości bezpośredniego lub
pośredniego udziału w programach DSR, jest dysponowanie przez Uczestnika Programu
możliwościami regulacyjnymi (możliwość ograniczenia poboru na okres 2-3 godzin) na
poziomie odpowiednio 5 MW dla uczestników bezpośrednich i 2 MW dla uczestników
pośrednich.
W przypadku gdyby zasobem regulacyjnym miało być źródło wytwórcze generacji
rozproszonej, czyli tzw. prosument, wówczas moc jednostki wytwórczej powinna być
niewiększa niż 5 MW i jednocześnie mniejsza niż moc szczytowa pobierana z sieci
elektroenergetycznej.
EFEKTY I BARIERY WDROŻENIA PROGRAMÓW DSR
Oczekiwaną, w przypadku wdrożenia programów DSR, wielkość redukcji poboru energii w
szczytach zapotrzebowania w granicach od 4% do 9% mocy szczytowej Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego, czyli ok. 1-2 GW należałoby uznać za satysfakcjonującą dla poprawy
warunków pracy SEE, gdyby tylko możliwa była do osiągnięcia. Ale tu niestety pojawiają się
wątpliwości.
Nie zostały dotychczas przeprowadzone żadne analizy czy badania i na ich podstawie
przedstawione fakty, które uzasadniałyby tezę, że takie zasoby regulacyjne po stronie
popytowej rzeczywiście istnieją. Ale przede wszystkim nie dowiedziono, że odbiorcy energii
posiadający odbiorniki energii elektrycznej o parametrach technicznych umożliwiających
wykorzystanie w realizacji programów bodźcowych rzeczywiście byliby skłonni świadczyć
usługi systemowe. Zwłaszcza przy proponowanych zasadach rozliczeń, opartych na cenach
rozliczeniowych Rynku Bilansującego - CRO. Przy czym nie tylko poziom ceny CRO ma w
tym przypadku decydujące znaczenie (w okresach przewidywanych niedoborów rezerw mocy
w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym można się spodziewać, że cena mogłaby nawet
kilkakrotnie przewyższać ceny kontraktowe), ale i łączny czas wykorzystywania potencjału
regulacyjnego strony popytowej.
Przykład:
Gdyby przyjąć, że odbiorca energii zasilany z sieci 110kV dwoma przyłączami o mocy
umownej 10MW każde, pobierający energię przy średnim rocznym współczynniku obciążenia
LF = 75% brałby udział w programach DSR w roku 2009, a świadczone przez niego usługi
systemowe (redukcja obciążenia na poziomie 25% mocy umownej, czyli 5MW) były
wykorzystywane (zgodnie z założeniem dotyczącym spodziewanych efektów wdrożenia
programów bodźcowych DSR w celu redukcji poboru energii w szczytach zapotrzebowania w
granicach od 4% do 9% mocy szczytowej KSE) odpowiednio przez 44 i 226 godzin w roku.
Wykres nr 1. Zapotrzebowanie KSE za rok 2009
25,0
[GW]
22,5
Seri
P > 91% Pmax - LF ~ 2,6%
e2P > 96% P
max - LF ~ 0,5%
Seri
e3
20,0
17,5
15,0
12,5
10,0
7,5
5,0
2,5
0,0
T
Wykres nr 2. Ceny rozliczeniowe Rynku Bilansującego za rok 2009
450
400
350
CRO [zł/MWh]
Serie2
CROmax = 442,32 zł; CROmin = 253,20 zł
Serie3
CROmax = 442,32 zł; CROmin = 300,00 zł
300
250
200
150
100
50
0
T
Średnia cena CRO w okresie od 01.01.2009 do 31.12.2009 dla LF=0,5% wyniosła 337,62
zł/MWh , natomiast dla LF=2,6% - 279,92 zł/MWh
Łączne przychody takiego odbiorcy za udział w programach DSR wyniosłyby odpowiednio:
74 275,79 zł (redukcja poboru dla osiągnięcia 4% zmniejszenia mocy szczytowej KSE) oraz
314 915,40 zł (redukcja poboru dla osiągnięcia 9% zmniejszenia mocy szczytowej KSE).
Jednak roczne koszty zakupu energii i usług dystrybucyjnych ponoszone przez odbiorcę przy
założonych parametrach poboru wyniosłyby co najmniej 38 mln zł (bez uwzględniania
ewentualnych opłat za przekroczenia mocy i ponadnormatywny pobór energii biernej).
Tak więc ewentualne przychody za udział w programach DSR stanowiłyby zaledwie
odpowiednio ok. 0,2% i 0,8% kosztów zakupu energii elektrycznej i usług dystrybucyjnych.
Jeżeli ceny rozliczeniowe usług regulacyjnych nie będą dostatecznie atrakcyjne, a czas
wykorzystywania możliwości regulacyjnych strony popytowej nie będzie na tyle długi, aby
poziom przychodów Uczestnika Programu DSR przewyższył koszty inwestycyjne i
operacyjne związane ze świadczeniem usług systemowych, odbiorcy energii mogą nie
decydować się na zawieranie umów z OSP.
A inwestycje po stronie odbiorców energii będą konieczne. Potrzeba odwzorowania w
systemach pomiarowych energii elektrycznej stanu łączników na urządzeniach, które będą
wykorzystywane do realizacji programów DSR, nie wspominając o stworzeniu możliwości
zdalnego sterowania odbiornikami energii zainstalowanymi w sieci odbiorcy z poziomu
Krajowej Dyspozycji Mocy czy Zakładowych Dyspozycji Ruchu, wymaga inwestycji w
systemy automatyki po stronie odbiorcy oraz systemy informatyczne, systemy sterowania i
telemechaniki oraz sieć łączności po stronie operatorów sieci elektroenergetycznej.
Stosowane obecnie układy pomiarowe energii elektrycznej nie zapewniają, mimo że istnieją
techniczne możliwości, rejestracji położenia łączników, a systemy SCADA, wykorzystywane
przez Operatorów Systemów Dystrybucyjnych, nie sięgają poza granice eksploatacji i to tylko
w sieci 110kV.
WĄTPLIWOŚCI
W rekomendowanych rozwiązaniach zakładany jest również udział w programach DSR
drobnych odbiorców energii przyłączonych do sieci dystrybucyjnych, którzy agregowani
byliby przez Uczestników Rynku Bilansującego - Podmioty Odpowiedzialne za Bilansowanie
Handlowe lub sprzedawców energii elektrycznej. W tym przypadku skutecznym
rozwiązaniem wszystkich problemów technicznych mają być nowoczesna infrastruktura
pomiarowa i systemy dwukierunkowej transmisji danych - Smart Metering, kiedy już zostanie
w Polsce wdrożony.
Należy jednak zadać pytanie o motywacje URB i sprzedawców energii elektrycznej, którzy
mieliby być pośrednikami między Operatorem Systemu Przesyłowego a drobnymi
odbiorcami końcowymi. Jeżeli poziom przychodów związanych ze świadczeniem usług
regulacyjnych osiągany przez pojedynczych, bezpośrednich Uczestników Programów DSR,
dysponujących wymaganymi możliwościami regulacyjnymi, może okazać się
niewystarczający, to tym bardziej nie usatysfakcjonuje on tzw. agregatorów.
Będą przecież musieli przetransferować znaczą część środków uzyskanych od Operatora Sieci
Przesyłowej dla reprezentowanych przez siebie klientów. Dodatkowo ponosić będą koszty
związane z rozliczeniem ilościowym i finansowym usług świadczonych przez
poszczególnych odbiorców.
Trudno przypuszczać, żeby sprzedawcy energii byli już obecnie przygotowani do
prowadzenia tego typu rozliczeń pod względem technicznym i organizacyjnym. Tak więc
wprowadzenie do oferty handlowej sprzedawców energii elektrycznej nowej gamy
produktów, uwzględniających usługi regulacyjne, będzie również związane z trudnymi dziś
do oszacowania inwestycjami.
***
REASUMUJĄC
Przedstawione powyżej wątpliwości i bariery wcale nie muszą wpłynąć na zablokowanie czy
powstrzymanie procesu wdrażania rozwiązań DSR w Polsce oraz udziału odbiorców i
prosumentów w rynku usług regulacyjnych.
W przeszłości zdarzało się już przecież, że mimo barier, piętrzonych trudności, braku
jakichkolwiek ekonomicznych przesłanek i wbrew sceptycznemu podejściu części środowisk
związanych z energetyką zawodową, zmiany zachowań odbiorców energii jednak
następowały. Wystarczy wspomnieć 1 lipca 2007 - otwarcie rynku energii dla odbiorców
indywidualnych.
Tym razem również nie można wykluczyć sytuacji, w której decyzje odbiorców energii
wymuszą wdrożenie procedur organizacyjnych i rozwiązań technicznych niezbędnych do
uruchomienia programów DSR.
Gdyby, nieuchronny przecież w kolejnych latach, wzrost cen energii elektrycznej (prawa
majątkowe, uprawnienia do emisji, inwestycje w moce wytwórcze) nałożył się np. na
ewentualne zmiany zasad rozliczeń niezbilansowania na Rynku Bilansującym lub gdyby
sprawdziłyby się prognozy dotyczące wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w
Polsce, mogłoby się okazać, że niezależnie od decyzji właścicieli poszczególnych programów
DSR zostanie wygenerowany impuls cenowy, który spowoduje reakcję strony popytowej.